1、6工程设想6.1 全厂总体规划及厂区总平面规划1.厂区总平面规划布置本工程规模为3炉3机，并预留3炉3机扩建位置，充分利用园区内已有的公用设施，并对厂区建、构筑物、生产场地及道路绿化进行有序布置。受选址条件限定，工程选址不再进行比对筛选。2.布置原则：遵循国家现行有关规范标准，依据当地工业生产区的规划要求进行总平面布置。满足工艺生产及运输要求，合理布局，使流程、管线及道路短捷顺畅，节省占地，节约投资。在设计中结合防火防爆、安全卫生、交通运输、地形地貌、水文气象等方面的因素，力求布置紧凑，整体协调、美观。3.总平面规划布置方案根据工艺流程及生产要求，结合拟建厂址场地实际及交通运输条件，考虑总图布2、置方案如下：本期工程界区内的主要生产建、构筑物和辅助建筑按功能划分为：主厂房区，储煤区，110kv配电区等三个部分。主厂房区：主厂房位于整个园区的中部偏南，汽机间东西向布置，锅炉间南北向布置，汽轮机间、除氧间、煤仓间位于锅炉间南侧。自北向南为烟囱、引风机、除尘器、锅炉间、煤仓间、除氧间、汽机间。输煤栈桥由北向南走向，由煤仓间东侧进入炉前。储煤区：布置在主厂房北侧。110kv配电区：布置在主厂房南侧。本期工程热电项目规划占用拟建场地的东、南部，用地界线内的占地面积约为13万，项目总占地面积约为400亩（含预留扩建场地），厂区内的运输道路采取环形设置，便于物料运输和消防。详细布置见附图。本工程总图3、技术经济指标见下表。表6-1：厂区主要技术经济指标表序号项 目单 位数 量1厂区围墙内用地面积m2191949.12单位容量用地面积m2/kw1.273厂区建构筑物用地面积m260247.54建筑系数%31.385场地利用面积m2120678.46场地利用系数%62.877厂区道路及广场面积m226201.18厂区道路及广场系数%13.659厂区绿化用地面积m228792.410绿地率%15.004. 厂区竖向布置厂区竖向布置采用平坡式布置方式。5.厂区排水厂区内排雨水采用排水沟。厂区场地排水坡向道路,排水坡度在0.5%5%之间。场地雨水排入城市型道路，再经雨水口收集，排入雨水管网，最后排出厂4、外。6. 厂区防洪厂区设计标高应高于50年一遇洪水水位0.5米以上。7.厂内道路厂内道路采用城市型水泥混凝土路面，主厂房环形路及其他主要道路宽7.0m，采用双车道双坡型,次要道路宽4m，采用单车道单坡型，行车道路的转弯半径采用12.0m。厂内道路的设置同时满足运输和防火要求，在主厂房区、料仓、露天燃料堆场周围设置环形道路。8.管线及沟道布置采用地下敷设方式，地下敷设包括地下沟道敷设及直埋敷设方式。地下沟道包括部分电缆沟、排水沟，管沟道间距应满足总图规范要求，管沟道底部设2%的横坡和不小于3的纵坡，并在较低点设积水坑，积水坑与附近的排水检查井之间埋设排水管，这样可保证管沟道内的积水能够顺利排除。5、直埋管道包括循环水管、上下水管、消防管道、工业水管、暖气管等。沟道主要为电缆沟，循环水加药沟。9.厂区绿化9.1 绿化规划原则厂区绿化应根据电厂总体规划，结合总平面布置及地下管线规划，因地制宜、统筹规划、分期实施，为电厂创造良好的工作生活环境。厂区绿化要结合本地区的特点，与周围环境相协调，合理配置绿化树种。结合总平面布置，对厂前附属、辅助区、主厂房区、燃料区重点绿化，以植物造型为主。9.2绿化布置主厂房区的绿化应注意固定端、A列外，该地段以种植绿篱和草坪为主，辅以观赏性的灌木。厂前区的绿化,应以美观为主,适当种植高大乔木及园林小品。9.3绿化用地面积及绿地率本期工程厂区绿化用地面积为287926、.4m2，绿地率为15%。10工厂运输：新建机组年增运输量及运输方式煤：450000吨/年(运入，汽运)灰渣：116550吨/年(运出，汽运)运输调配及车辆考虑：热电站本期工程燃煤全部由汽车运输至热电厂。其中汽车运输由社会车辆担负全部运量，车型为重型半挂车最大载重量为40吨，车辆进厂经汽车衡计量后到煤场卸车。日最大耗煤量及来车情况见下表：表6-2：锅炉日耗煤量及进车情况表(按出力220t/h考虑)项 目3x220t/h备 注日耗煤量1960t（22h/d）日最大进煤量2376t不均衡系数1.2日最大进车量60辆汽车载重量按平均40t6.2 装机方案6.2.1锅炉选型目前用于热电站的炉型主要有：7、链条炉、煤粉炉、循环流化床锅炉以及近年生物质能发电厂所用的秸秆锅炉，链条炉和生物质锅炉收其自身结构性能的影响本工程不予考虑，循环流换床锅炉虽然燃煤适应性较强，但是由于其磨损比较严重，连续运行能力不如煤粉锅炉，所以，综合考虑，本工程选用技术成熟，运行可靠的煤粉锅炉。6.2.2汽轮机选型（1）选型原则本项目本着以热定电、热电联产和节能降耗的原则进行选型。常用供热机组主要为抽凝式和背压式。抽凝式机组发电量和供汽量可互不干涉，实际运行中可根据热负荷进行灵活调整；背压式机组排气全部外供，满负荷工作时经济效益较好，抽背式机组调整抽汽可满足热负荷的波动，当调整抽汽变化时，排汽量也随之变化，因此，对负荷波动适8、应性较强。另外，根据热负荷的调查，由于本期工程的热负荷均为工业热负荷，热负荷稳定可靠，一天内波动较小（在10%左右），而且有两台背压机组在一定程度上对负荷的波动适用性更广，所以可以采用背压式汽轮发电机组。（2）汽轮机抽汽及背压参数确定汽轮发电机组选用国产系列的抽背及背压式汽轮机产品，根据设计热负荷情况，本项目提出以下方案：方案一：3x220t/h高温高压煤粉锅炉+3B25-8.83/0.98背压式汽轮机组。表6-3：装机方案一热经济指标计算结果表序号项 目单位3x220t/h锅炉+3B25-8.83/0.98背压汽轮机平均（额定）1热负荷0.98MPat/h4802B25汽机进汽量t/h2059、x33B25发电功率KW25000x34B25供汽量0.98MPat/h160x35锅炉直供汽量t/h220x36发电年均标煤耗Kg/KWh0.1737供热年均标煤耗率Kg/GJ39.68 8综合厂用电率%21.009发电厂用电率%1010供单位热量耗厂用电量KWh/GJ5.7311供电年均标煤耗率Kg/KWh0.19212年发电量KWh/a56250万13年供电量KWh/a44436.6万14年利用小时数h750015年供热量GJ/a1080万16年耗标煤量t/a52581517热化系数118年均全厂热效率%80.4619年均热电比6.7520年节约标煤量t/a285608（与区域供热锅炉房10、65%热效率比较）方案二：2x220t/h高温高压煤粉锅炉+2C50抽凝汽轮机组。表6-4：装机方案二热经济指标计算结果表序号项 目单位3220t/h炉3C50-8.83/0.98平均1热负荷0.98MPat/h4802C50汽机进汽量t/h9123C50发电功率KW1500004C50供汽量0.98MPat/h4505锅炉直供汽量t/h306发电年均标煤耗Kg/KWh0.2887供热年均标煤耗率Kg/GJ40.348综合厂用电率%15.169发电厂用电率%1010供单位热量耗厂用电量KWh/GJ5.7311供电年均标煤耗率Kg/KWh0.3212年发电量KWh/a3750010413年供电量11、KWh/a31816.1310414年利用小时数h750015年供热量GJ/a33810416年耗标煤量t/a24413117热化系数118年均全厂热效率%63.219年均热电比2.9520年节约标煤量t/a82950比较可知，方案二存在以下缺点：首先，在额定工况下，总的供气量仅为450t/h，不能满足生产需求，还需要从锅炉直供汽补充汽量；其次，汽轮机要求的进汽量为912t/h，远远大于锅炉所能提供的汽量；再次，热效率偏低，煤耗高。所以，如果选择方案二的抽凝机组，务必需要增大锅炉容量，增加投资成本，故综合考虑，选择方案一，锅炉与汽机均在较好工况下运行，可靠稳定，供汽能力满足生产用汽要求，而且，12、运行经济，综合效率高。6.2.3发电机选型考虑热电厂综合蒸汽平衡的需要，发电机生产能力应有足够的生产调节余地。为充分发挥蒸汽的发电价值，发电机应有一定能力可满足汽轮机在安全范围内的“满发和超发”。本工程背压汽轮机出力随着热负荷及进汽量增加而增加，可见汽机在热负荷最大工况时单台出力可达到25MW左右，汽轮机在安全范围内可以超发，因此，选用25MW发电机。综上所述，本工程发电机采用国产发电机标准系列QF-25MW-2可控硅静止无刷励磁发电机组，可以确保电厂运行的安全性与经济性。6.3. 主机技术条件锅炉：220t/h高温高压煤粉煤气锅炉额定蒸气压力：9.8MPa额定蒸汽温度：540给 水 温 度：13、215额定蒸发量：220t/h锅炉效率：90%脱硫方式：炉后湿法脱硫数量：3台尾气最大掺烧比例：40%汽轮机：背压式汽轮机型号：B25-8.83/0.98额定功率：25MW进汽压力：8.83MPa进汽温度：535额定（经济）进汽量：205t/h背压排汽压力：0.98MPa背压排汽温度：276背压排汽量：178t/h扣除加热蒸汽后外供蒸汽量：160 t/h数量：3台发电机：发电机型号：QF-25MW-2型额定功率：25MW电压：10.5KV转数：3000r/min台数：3台主要设备本项目所选设备均为国产设备。详见下表表6-6：主要设备一览表序号设备名称型号单位数量1煤粉锅炉G220-9.8/5414、0台32送风机台63一次风机台64锅炉引风机台65磷酸盐加药装置套36布袋除尘器2台台37干渣机 台68煤仓 个69烟囱150m上口直径4.0m座110背压式汽轮机B25-8.83/0.98台311汽轮发电机QF-252台312高压除氧器 台313电动锅炉给水泵 台414减温减压器套16.4 热力系统本工程装机规模为3x220t/h高温高压煤粉锅炉，配3台B25MW背压式汽轮发电机，具体阐述如下：6.4.1主蒸汽系统主蒸汽系统采用母管制。接自每台锅炉过热器出口联箱的主蒸汽管道分别与主蒸汽母管相连，再由主管汽母管引出一路接至汽机主汽门。过热器出口的第一道电动闸阀和进入主汽门前的第一道闸阀都设有小15、旁路，在暖管和暖机时使用。减温减压器的高压蒸汽管道也由主蒸汽母管引出。6.4.2回热系统和加热器疏水系统每台机组分别有两台高压加热器。其回热系统主要供给高压除氧器和高压加热器。为了防止在机组甩负荷时蒸汽倒入汽缸，而使汽轮机超速，以及防止因加热器水位过高而使汽轮机进水，在各级抽汽管上分别装有逆止阀。加热器疏水系统为逐级回流系统。6.4.3.主给水系统高压给水系统采用母管制。共装设三台给水泵，两用一备，每台泵可满足一台炉110%额定负荷。每台机组设2台高压加热器，两台高压加热器采用大旁路系统，主给水管道自给水泵出口经高压加热器至给水母管，再由给水母管接至锅炉的省煤器入口，至锅炉省煤器的给水管道上都16、设有给水操作台。正常运行时，给水由主路调节阀调节；锅炉启动时，则由旁路调节阀调节；减压减温器的喷水来自给水泵出口母管。锅炉给水（215）来自高压除氧器，高压除氧器的给水来自系统内部的补水及化学水。6.4.4.热网凝结水系统热网凝结水系统采用母管制。热网凝结水回水并入回水母管后进入缓冲罐，然后经水泵泵送至除氧器。凝结水管道在进入缓冲罐前设置凝结水精处理装置。不足部分由化水车间来的除盐水经轴封加热器加热后补入除氧器。6.4.5.中继水系统本工程不设中继水泵。6.4.6.工业水系统工业水系统采用母管制。机炉各用水点分别接自工业水母管。6.4.7.主要辅助设备选择（1）泵类的选择原则系统中所有水泵的容17、量都有10%的余量，水泵的扬程根据相应的规程规定都有一定的余量。（2）除氧器及除氧水箱选择原则除氧器总容量应满足锅炉最大给水消耗量。除氧水箱的有效总容量应满足1015分钟的锅炉最大连续蒸发量时的给水消耗量。（3）减温减压器选择原则减温减压器的选择总容量等于汽轮机最大抽汽量或排汽量。6.4.8.保温油漆根据我国目前保温材料的生产和供应情况，本工程采用硅酸铝和岩棉两种材料。高温管道（350以上）采用硅酸铝材料，低温管道采用岩棉保温。主蒸汽管道、主给水管道及本体范围内的主要管道、室外烟道、热网管道，在保温层外加镀锌铁皮护板。6.5燃烧系统6.5.1.燃烧系统每台锅炉设2个煤斗，燃煤从输煤系统3#皮带18、进入煤斗，由煤斗出来的燃煤经给煤机（每台锅炉共2台）进入炉前钢球磨煤机（每台锅炉共2台），再经粗粉分离器（每台锅炉共2台）、细粉分离器（每台锅炉共2台），分离后煤粉进入煤粉仓，煤粉仓中的煤粉经过12台叶轮给粉机通过煤粉混合器与热风混合后送入炉膛燃烧；细粉分离器后的乏气通过排粉风机（每台锅炉共2台）送入炉膛燃烧。炉膛采用负压燃烧，平衡通风，每台锅炉设置2台锅炉送风机，冷风经空气预热器进入风道，一路送入锅炉燃烧器，另一路送入磨煤机入口作为制粉系统的通风和干燥用，再一路通过煤粉混合器与煤粉混合后送入炉膛燃烧。每台锅炉设置2台引风机，除尘器采用布袋除尘器。烟气经过热器、省煤器、空气预热器后从锅炉尾部竖19、井下部引出。通过烟道进入布袋除尘器，净化后的烟气由引风机送入脱硫设施，经过脱硫处理以后的烟气通过烟囱排入大气。本工程共建设1座烟囱，一期3炉3塔建设1座高150m的烟囱。锅炉点火油采用电石尾气点火，设于炉膛燃烧器下部。6.5.2制粉系统磨煤机及相应的制粉系统是煤粉炉的主要附属设备。制粉系统分仓储式和直吹式。仓储式的系统性能可靠性高。当制粉系统或磨煤机出现故障时不会直接影响锅炉的运行。煤粉细度也能保持稳定，负荷调节手段多，运行灵活性大，滞延性小。但投资费用较大。直吹式的特点是：系统简单，占地少，投资费用低。但系统可靠性差负荷变化调节只能在给煤机上进行，滞延性大。系统出现故障就会影响锅炉运行，甚至20、熄火。经综合比较本工程推荐采用仓储式制粉系统。6.5.3 送粉系统原煤由原煤仓经过给煤机进入钢球磨煤机，同时干燥剂也由此送入，煤粉经过粗粉分离器的分离，粗颗粒由回粉管回到钢球磨煤机内重新磨制，较细部分进入细分分离器做气粉分离，分离出来的合格煤粉送入煤粉仓由排粉机抽取的乏气作为一次风，将煤粉仓中的煤粉用给粉机通过给粉管道送入锅炉燃烧器。该系统在粗粉分离器回粉管上、细分分离器煤粉出口管道上都装有锁气器，以防止气体倒流。当钢球磨煤机停运时排粉机还可直接抽取空气预热器的热风作为一次风来维持锅炉的正常运行。为了避免煤粉结块和自然爆炸，可利用排粉机的负压通过吸潮管把煤粉仓和螺旋输粉机内的潮气吸出。为了防止21、木块、木屑混入煤粉，在钢球磨煤机出口管道上和细粉分离器煤粉出口管道上，装置木块分离器。6.5.4 尾气供气系统尾气由管道接入锅炉燃烧器。厂区尾气主管道上设有电动蝶阀、眼镜阀、流量测量装置、快速切断阀、检查门、吹扫管及放散管等必要的管件及安全附件。6.6主厂房布置主厂房自东向西布置汽机房、除氧煤仓间、锅炉、除尘、引风机、脱硫装置顺序布置。汽轮发电机组纵向布置，机头朝向北，汽机房、除氧煤仓间和锅炉房等运转层标高都为8m标高。6.6.1.汽机房布置 汽机房跨距为24m，屋架下弦标高为20.75m，吊车轨顶标高为17.5m。汽机房柱距8m、27跨，总长度为113.2m。汽轮机基础平台与加热器平台采用岛22、形布置，与厂房运转层均有钢平台联接。厂房内新上50/10t桥式起重机一台，供汽机房内主要设备安装检修用。汽机控制室布置在8.0m层。6.6.2.除氧煤仓（低压配电室）布置B-C跨为除氧间，除氧间跨度9.6m，C-D跨为煤仓间，煤仓间跨度9.9m，柱距均为8.0m。除氧间各层布置：0.0m层：布置电气高低压配电室、电抗器室。4.0m层：为电缆夹层。8.0m层：为运转层，分别布置电子设备间,集中控制室。12m层：为管道夹层。15m层：为除氧间层，布置2台除氧器（含水箱）、一台连续排污扩容器。煤仓间各层布置0.0m层：布置磨煤机。8.0m层：布置给煤机。15m层：布置给粉风机。24.0m层：布置输粉23、机。30.5m层：布置粉分离器。6.6.3.锅炉房布置锅炉房跨度为32.1m，锅炉采取半露天布置，柱距8.0m，运转层标高8.0m，运转层平台作为锅炉检修场地。在锅炉房后依次布置有除尘器、两台引风机、水平烟道。烟道：钢筋混凝土框架结构，砖墙围护，内衬采用耐酸胶泥砌耐酸釉面砖。烟囱：高度150m，采用钢筋砼筒体结构，桩基础。内衬采用钛钢复合板材料。6.6.4.除尘引风机间布袋除尘器室外位置设保温层。引风机布置在水平烟道旁的合适位置。6.7 电气部分6.7.1 建设规模本项目为3x220t/h+3XB25MW煤粉锅炉配套背压机组热电联产机组。规划以110kV电压等级与外部联系，为本项目配套建设一座24、110kV升压站。本项目110kV系统通过2回110kV线路接入本公司110kV变电站。本项目110kV变电站主变容量为40MVA，一次性建成。6.7.2 电气主接线6.7.2.1主变压器电厂 110kV 升压主变压器选用普通型双卷升压变压器，容量为 40MVA，阻抗取10.5%，联接组别为 Yn/d11，变比 1212X2.5%/10.5kV，中性点按直接接地设计，考虑接地/不接地的运行方式。6.7.2.2电气主接线依据系统资料，电厂规划容量325MW，本期建成。110kV电气主接线采用双母线接线，电厂出2回110kV线路接至公司110kV 变电站。发电机变压器采用发变组单元接线形式，不设出25、口断路器，仅设可供维修用的隔离开关或可拆连接片。发电机出口为10.5kV电压。图纸见D01。6.7.2.3高压起动备用电源引接本期工程设置一台高压起动备用变压器，电源由本期 110kV 母线引接，容量为12.5MVA。6.7.2.4升压站设备110kV升压站电气设备采用室内GIS设备布置，考虑周围环境因素，污秽等级按IV级考虑。110kV电气设备选择按40kA考虑。主变、起备变至110kV升压站之间采用架空软导线或硬母线架空方式连接。6.7.3厂用电接线方案高压厂用电源设置有两种方案：1）采用10kV电压等级，主变低压侧至厂用段设限流电抗器；2）采用6kV电压等级，主变低压侧至厂用段设高压厂用26、变压器。方案分析：根据规程，高压厂电源如果除厂用电源以外没有其它负荷，电压宜选6kV。高压厂电源的电压为6kV电压等级要比10kV电压等级安全。高压电机设备6kV等级要比10kV电压等级绝缘要求低。如果高压厂电源采用6kV，则在主变压侧要设高压厂用工作变压器。如采用10kV电压等级，则主变低压侧只需高电抗器。电抗器的投资要远小于变压器。如高压厂用电与发电机都采用10kV，根据规程规定10kV系统的电容电流有可能超出发电机最大允许电容电流。为了消除电容电流，要在发电机中性点上装设电容电流补偿装置。电容电流补偿装置的容量要随着6kV系统的增大而增大。从上述看，虽然采用6kV要设高压厂用工作变，但其27、它电机设备投资6kV要比10kV低。另10kV要增设发电机中性点消弧线圈，并10kV系统要比6kV系统的不可预测性大的多。如采用6kV系统向外供电，可以通过升压变压器升到10kV后向外供电。因此，无论从安全和工程造价10kV对于6kV都没有优势。所以本院建议高压厂用电源采用6kV电压等级。厂用电电压采用 6kV 和 380/220V 两种电压等级。高压厂用变压器引自主变压器低压侧，高压起动备用变压器引自本期 110kV 母线。6kV 为中性点经电阻接地系统，采用单母线接线方式，每台机组分设一段，全厂共分3段。高压起动备用变压器低压侧设6kV备用段一段，作为全厂起动备用电源。6.7.4低压厂用电28、接线方案每台机设置 1 台低压工作变压器，分别为本机组的主厂房低压负荷供电。全厂设置 1台低压工作备用变压器，为低压厂用变备用。主厂房的低压动力中心布置在主厂房的B-C跨零米配电间内。全厂设置2台化水水工变，为全厂的水工、化学等低压公用负荷供电。辅助厂房的低压动力中心布置在循环水泵房的配电间内。两台互为备用。全厂设置 2台的输煤工作变压器，分别为全厂的输煤、除灰等低压公用负荷供电。输煤系统的低压动力中心布置在厂区的输煤车间配电室内。两台互为备用。全厂设置2台除尘变，分别为3台锅炉除尘负荷供电。除尘变布置在炉后区域的配电室内。两台互为备用。低压厂用电采用380/220V电压等级，中性点采用直接接29、地方式。低厂压厂用电按炉分段共3段。每段母线接对应炉的低压负荷。另设1段备用段做全主厂房里低压负荷的备用电源。厂用段母线的电源分别通过设置的一台厂用变压器供电。母线厂变的高压侧各自对应的母线段上。其它的辅助车间，根据负荷布置和容量情况设低压PC段，相应的设置低压变压器。并在负荷集中的地方设置低压MCC段。本项目110kV变电站的站用电的电源由本低压厂电系统供电，站内不在设专用的站用变。6.7.5 直流电系统根据火力发电厂、变电所直流系统设计技术规定DL/T 5044-2004 的有关规定，并且考虑节省占地，直流电系统采用动力、控制合并的供电方式。3台机组设置2套蓄电池，容量后续工作计算确定，每30、组 104 只，采用阀控式铅酸免维护蓄电池，蓄电池配置高频充电装置，实现模块 N+2备用。直流电系统采用单母线接线方式，2段直流母线之间设联络刀闸，并设有防止两组蓄电池并列运行的闭锁措施。两组蓄电池共同为直流母线供电。蓄电池采用浮充电运行方式，不设端电池。在本项目的110kV变电站设直流分屏，站内不再另设直流系统。6.7.6 电气设备布置110kV主变、高厂变和起备变布置在主厂房A排外，沿A排方向成一字排列。110kV升压站布置在变压器外侧，在升压站与主变之间设置消防运输通道，并与厂区主道路连接。6kV厂用配电装置（采用中置式金属铠装开关柜）、主厂房的低压配电装置（采用MNS柜）、厂用变（干式31、）及备用变均置布置主厂房B-C列的0米层。其它辅助车低压配电装置和辅助车间变均布置在相应的辅助车间里。电气继电室设在主厂房运转层，厂内辅助车间控制设备布置在附属建筑物就地配电间内或就地。 6.7.7 二次系统6.7.7.1 控制及测量1）根据本工程的特点，本工程的电气系统采用机炉电单元机组集控，方式采用常规监控和计算机监测。与计算机连接的电缆均采用计算机专用屏蔽电缆。纳入主控室监控的电气设备有：110kV线路；110kV母线；发电机变压器组；高厂变； 6kV母线；低厂用变压器；400V母线；高压启动/备用变压器。不设电气专用的后备盘，保留必要的手操把手或按钮：发电机急停按钮，励磁系统灭磁按钮。32、 电气计算机监测系统本工程拟采用分散分布式系统，充分利用保护装置保护柜的集保护、测量、通信于一体的智能测控保护装置，用现场总线将这些前端设备的通信接口连接起来，通过通信管理装置连接至计算机监测系统。用现场总线与计算机监测系统通过通信连接，可节省控制电缆；电气信息量的交换不受计算机监测系统的点数限制；由于采用交流采样，可减少计算机监测系统中模拟量点数。输煤系统的控制采用PLC控制方式，采用顺序控制。电除尘系统按厂家提供的成套控制设备在电除尘控制室集中控制。其它辅助车间的电气设备，根据工艺专业的要求进行集中或就地控制。2）电气报警信号在DCS系统中分为事故信号和预告信号，报警信号采用“软光字牌”形33、式在CRT上弹出，并伴有语音提示。在DCS和PLC中采集的模拟量信号采用经变送器接入的二次测量方式或通过智能综合测控单元经现场总线采集方式，电气计算机监控系统采用交流采样方式。各级配电装置上的仪表采用经电流互感器或电压互感器接入的二次仪表。为满足电力系统技术经济指标考核和计费的要求，在发电机-变压器组高压侧、发电机侧以及高厂变高压侧设置了多功能电子式电度表。6.7.7.2继电保护及安全自化系统 1) 保护配置保护装置的装设原则按继电保护和安全自动装置技术规程的规定及国家电力公司防止电力生产重大事故的十八项重点要求的要求，同时参考发电厂主设备继电保护四统一典型设计的有关规定。2) 保护设备的布置34、元件保护配置的范围包括：110kV母线、线路，发电机、主变压器、高厂变、高备变、低压厂用变压器及其它辅助车间变和高压厂用电动机等。保护装置均采用微机型。110kV母线设备、线路等的保护测控装置组屏布置在110kV升压站继电小室内。发电机保护、主变压器保护、高厂变、高备变、低压厂用变保护均布置于主厂房运行层电气继电室。6kV电动机及厂用变等的保护布置于6kV开关柜内。6.7.7.3安全自动装置1)同期系统本期设手动和自动同期各一套，自动同期为微机型自动准同期装置，具备选线功能，同期接线采用单相同期方式。高压厂用电源利用厂用电源快切装置的同期功能。2) 故障录波器装置为了对机组重要电气量进行录波和35、分析、记录及再现故障和异常运行的重要变化过程，本工程为每六台机组设置了一套专用的发变组故障录波器。3) 厂用电快切装置本期工程高压厂用电源采用快速切换装置，低压厂用电源采用备自投装置。厂用电快速切换时，备用电源的电压和残压之间的相位差小，对电动机冲击小，切换时间快，有利于机炉系统的稳定运行。6.7.7.4二次设备布置本项目不设专用的电气主控室，设机炉电集中控制室。控制室在主厂房运转层上。本项目110kV变电站的110kV系统、主变、端监控和保护屏均布置110kV站区的继电小室内。发变组故障录波器屏布置在电气继电室内。6kV快切屏布置主厂房电子间里，备自投装置安装在开关柜内。6kV系统保护测控装36、置和低压备投装置装设在开关柜上。电厂同期屏布置在主厂房继电室内，升压站同期屏布置在升压站继电室内。6.7.8 电缆设施6.7.8.1 主厂房内采用电缆隧道和架空相结合的敷设方式。每台机电缆尽可能分通道敷设，相连通的部分设防火封堵，厂房纵向沿B排，锅炉房纵向沿G排设通道，辅以横向沟道。6.7.8.2 厂区电缆敷设采用沟道和直埋方式，主厂房至升压站之间也采用电缆沟。110kV线路至110kV配电装置设1000X1000电缆沟。6.7.8.3 防火设施对电缆及其构筑物的防火封堵，按规程要求在隧道内设防火门、防火隔墙，在必要的地方设防火隔板、防火堵料、防火涂料和加装耐火槽盒等设施，为了防止电气设备如断37、路器、变压器、电缆配电屏、控制保护屏等遭受火灾，在上述设备的建筑物内设置必要的监测探头，并与火灾自动报警装置连结，做到自动报警人工灭火。6.7.9 过电压保护与接地6.7.9.1 电气设备防止过电压措施：110kV屋内配电装置的两段母线上分别设一组氧化锌避雷器，主变压器低压侧端部均装设一组氧化锌避雷器，为保护变压器，110kV侧中性点上均装设阀式避雷器。6.7.9.2 直击雷保护为了保护变压器和高压设备，在主厂房A列和配电装置构架上均装设避雷针，烟囱上设置避雷针保护，输煤系统高层建筑用避雷带。6.7.9.3 接地装置的要求为了保证人身和设备的安全、所有设备均应装设接地装置。全厂接地装置，除了利38、用自然接地体外，还需设置人工接地装置。接地装置包括钢管的垂直接地体及扁钢水平接地体，但以水平接地体为主。全厂接地电阻不大于0.5欧姆。6.7.10 照明和检修网络6.7.10.1 所有照明负荷，均由400V动力中心供给。照明负荷电压为交流220V。交流事故照明电源400V厂用段供给。在控制室内装设直流常明灯。6.7.10.2每机组的检修负荷，均由400V动力中心供给。6.7.11 电气实验与检修设备的配置电气不单独设检修楼，同机、炉检修间统一考虑，在厂区设检修车间。电气实验与检修设备的配置参照火力发电厂电气实验室设计标准设置。6.7.12电气设备安全和稳定性的论述1）司电厂气象资料如下：极端最39、低温度 -24.5极端最高温度 37.2春、冬季主导风向： N夏季主导风向： SW历年最大风速： 28.0 m/s年平均风速 2.7 m/s年平均降雨量： 193.80mm全年蒸发量： 1569.40mm无霜期 162天最大冻土深度： 113cm地震设防烈度： 八度海拔高度： 1098米为保证系统的安全运行和保证系统的稳定，设备选择的原则及设计原则如下：1）由于电厂厂址海拔高度约1098米，因此所有电气设备必须选择高原型的，所选择的设备、元件必须能在海拔2000米时能够安全运行。2）由于电厂地址冬季较寒冷，所选电气设备必须适应该区域气候，如主变压器要求注入#45变压器油，户内设备采取保温措施。40、3）由于园区内以煤化工、电石冶炼为主，发电厂内的绝缘部件必须具有严格的防污闪措施，所有电气设备的外露绝缘子要求采用防污绝缘子，室外母线的绝缘子串尽量采用具有防污功能的复合绝缘子，如采用悬式绝缘子，则应采用防污型的，按照防污闪规定还应该增加一片（110kV绝缘子串要9片绝缘子），以加强防污功能。4）由于该地区比较干旱，土壤接地电阻较大，在设计电厂接地网时可适当加大接地母线的截面，合理布置接地极，以满足规范要求。如果接地电阻不能满足要求，可采用化学降阻剂降低接地电阻。电厂的升压站的直击雷保护可采用避雷针，主厂房可设置避雷带，以防止直击雷击。5）为保证系统的安全和稳定，设计中选用国内一流的电器设备，41、以保证系统的安全和稳定。110kV设备选用110kV组合电器（GIS），6kV选用KYN28A-12成套开关装置，开关柜内设备要求较先进的高可靠性产品，以保证电厂的安全运行。6)对于内部过电压设计中6kV开关柜设置过电压保护器，110kV六氟化硫组合电器设置母线避雷器，以防止系统内部过电压。对于主变压器的中性点按照规范设计避雷器和放电间隙，以防止雷电波的侵入。7)为防止小电流接地系统的弧光短路过电压和谐振过电压，6kV母线设置消弧消谐装置，以防止系统单相接地时诱发的弧光短路过电压。8)为防止厂用电母线短路时断路器遮断容量选的太大，厂用电分支设置电抗器。为节约运行费用，降低电抗器的损耗，设置短路42、桥，在母线短路时迅速断开，投入电抗器，减小短路电流。9)厂用电低压系统选用MNS型封闭式低压配电装置，配置国产较先进的框架开关或塑壳开关，厂用变压器采用干式变压器，可满足安全运行的要求。10）选用综合自动化系统作为电厂控制保护系统。由于联网线路较短，应设置光纤差动装置作为电力线路的主保护。为保证发电厂和系统的安全，联网线路的出口开关要设置低周低压解列装置。对于高压厂用电和低压厂用电，要设置高压快切和低压备自投装置，以保证厂用电的安全。11）本工程高压电缆（6千伏）采用铜芯阻燃交联聚乙烯绝缘电力电缆，低压电缆采用铜芯耐高温防火硅橡胶绝缘电力电缆。控制电缆和计算机电缆全部采用铜芯电缆，锅炉本体等高43、温场所的电缆选用阻燃型硅橡胶绝缘电缆。在规定的地点（段）的电缆沟（隧道）内设置防火隔墙；电缆竖井内的规定部位设置隔火层；各个盘、柜下方的电缆孔洞进行封堵以防止小动物；在控制电缆与电力电缆之间采用耐火隔板进行分隔。通过采用上述措施可防止因电缆引起的火灾事故，通过以上所述，采用合理的设计方案，选用优良的电气设备，通过精心的组织施工，可以建造出优良的发电厂工程，可以实现安全运行。通过先进的综合自动化系统和继电保护，电厂可以纳入电力系统的调度管理，同时事故时可以达到保人身、保电网、保设备的目的。6.8 燃料输送系统6.8.1.概述本工程运煤系统设计范围：从运煤汽车进厂采制样、秤重开始，由地下煤斗、干煤44、棚、带式输送机系统、筛碎设备、入炉煤采制样直至煤仓间带式输送机头部漏斗止的全套工艺设备的安装及布置。6.8.2.燃料耗量锅炉燃料消耗量如下：表4-1： 3x220t/h煤粉锅炉燃料的消耗量消耗量单位1台220t/h煤粉锅炉3台220t/h煤粉锅炉小时耗量t3090日耗量t6601980年耗量t2250001350000注： a.其中煤粉锅炉热效率按90%计算。 b.日利用小时数22h。 c.年耗量按锅炉额定负荷年运行7500h计算。6.8.3.厂外运输热电厂燃煤由附近燃料公司供应，厂外运输方式采用汽车运输。热电工程项目进厂主干道以及运煤进厂道路仍沿用已有道路。周围公路四通八达，交通十分便利。645、.8.4.厂内运输本工程厂内运煤系统采用双路系统，一路运行，一路备用，并具有同时运行的可能。运煤系统胶带机选用带宽B=650mm，带速V=1.25m/s，出力150t/h。运煤系统在出煤场和进主厂房煤仓的胶带机头部设电动三通换向阀。6.8.5.卸煤及贮煤设施本工程采用运煤车辆在干煤棚和露天煤场直接卸车的卸煤方式。场内设置干煤棚一座，12000m2，可存煤49000t，可供3台锅炉燃用约24天。干煤棚内设置抓斗桥式起重机用于上煤、倒运作业。使用2台ZL50型轮式装载机和2台TY220型推煤机作为储煤场辅助作业设备。6.8.6.筛碎系统筛碎系统采用一级破碎，碎煤机选用环锤式破碎机，进料粒度200m46、m，出料粒度30mm，出力为120t/h。为减轻碎煤机的压力，减轻设备的磨损，在碎煤机前设滚筒筛，出力150t/h，进料粒度200mm，出料粒度30mm。6.8.7.辅助设备及辅助系统运煤系统在碎煤机前、碎煤机后各设一级除铁；在进锅炉煤仓的胶带输送机中部设电子皮带秤；在各转运站胶带机头部传动装置处设有相应的检修起吊设备。运煤系统的附属系统有通风、消防、火灾报警、煤库喷雾、通讯、水力清扫、喷水抑尘、供电、控制、照明等，均由相关专业来完成。6.8.8.系统控制运煤系统控制采用程序控制，就地设有手动操作开关，并设有设备之间的联锁和必要的保护装置和信号。6.8.9.环保及安全措施运煤系统的栈侨及栈道采47、用水冲洗地面清扫系统，并设沉淀池，使水能够循环使用。碎煤机室、煤仓间转运站、原煤仓等分别采用除尘装置。筒仓及煤仓间卸料口采用密封结构。所有转动机械的外露部分均设置必要的护罩，栏杆及遮拦。坡度大于7度的输煤桥道的步道均设有防滑措施。运转系统转运站及胶带运输机传动装置处设有消防保护。6.9 除灰渣系统6.9.1装机容量本工程建设3220t/h高温高压燃煤锅炉，除灰渣系统按3台炉一个单元进行设计。6.9.2主要设计原则6.9.2.1除灰渣系统采用灰渣分除方式：炉底排渣采用水力输送，为满足本期工程储运要求，需要建设3座有效容积为500m3的脱水仓，1座650m3的高效浓缩机，1座700m3的缓冲水池，48、满足3台锅炉约2-3天的储渣量；布袋除尘器灰斗排灰采用正压气力输送，设置2座有效容积为1500m3灰库，满足3台锅炉约3天的储灰量。6.9.2.2除灰渣系统采用就地+PLC控制。 6.9.2.3设计遵循“安全可靠、技术进步、经济合理、施工及运行方便、节约用水、节约用地和节约能源”等要求进行系统配置，并为灰渣综合利用创造条件。6.9.3设计原始资料6.9.3.1 煤质分析本期工程主要煤质资料序号项 目 名 称符 号单 位设计煤种1灰份Aar%102水分Mar%3.103挥发份Vdaf%37.254低位发热量Qnet.arMJ/Kg21.586.9.3.2灰渣量锅炉排灰渣量表锅炉容量小时灰渣量（t49、/h）日灰渣量（t/d）年灰渣量（104t/a）（t/h）灰渣灰渣灰渣灰渣灰渣灰渣12203.030.343.3766.667.4874.142.270.262.5332209.091.0210.11199.9822.44222.426.810.847.59注：1. 灰渣量按全煤质计算；2. 灰量按灰渣总量的90%，渣量按灰渣总量的20%计；3. 日灰渣量按锅炉日利用22h计算，年利用7500h计算。6.9.4 除渣系统6.9.4.1 除渣系统拟定采用湿式排渣系统。a) 工艺流程：碎渣机渣池缓冲池高效浓缩机脱水仓渣泵装车外运螺旋捞渣机炉底b) 系统描述：炉底渣经冷灰斗落入装设在锅炉炉膛下部的两50、台螺旋捞渣机内，捞渣机采用连续运行，出力为15t/h，出口与碎渣机连接，碎渣经冲渣水冲入渣池 ,再由渣泵打入脱水系统，可以将渣进一步析水滤干，使锅炉底渣的粒化、脱水、储运连续完成，滤干后的渣,含水率在25%-30%，定期用自卸汽车运至综合利用用户或贮灰场。6.9.5除灰系统6.9.5.1 除灰系统拟定本工程选用布袋除尘器，每台除尘器灰斗暂按6个考虑。6.9.5.2 除灰系统工艺流程图：除尘器灰斗仓泵灰库加湿搅拌机汽车灰场汽车散装机综合利用6.9.5.3 系统描述正压浓相气力输灰系统主要包括气力输送和灰库贮存两部分，通过输送管道连接成一个整体，所需气源从空压机供气中心提供，除灰系统设计出力为3251、t/h。布袋除尘器灰斗下各安装一个输送仓泵，直接将干灰送至灰库。采用浓相气力输送系统，输送灰气比高，系统所需空压机和相关空气净化设备的容量相应减小，从而可降低系统初投资及运行能耗。通过灰斗下的输送仓泵，在压缩空气的作用下通过管道，将各灰斗内的排灰输送至灰库，布袋除尘器A列的3个仓泵合用1根1147灰管，B列的3个仓泵合用1根1147灰管,将干灰送至灰库，灰管所用弯头及三通均采用耐磨型。仓泵设定排放周期及整定运行时间（或以高料位信号），定期排入输灰管道，仓泵之间交错运行，整个气力输送系统的运行方式按连续运行考虑。飞灰输送到灰库贮存，浮灰经布置在灰库顶的袋式收尘器分离，落入灰库贮存，清洁的气体排空52、。灰库部分：共设2座灰库，采用混凝土结构；灰库直径为12m，每座灰库有效容积为1500m3。每座灰库下设两个卸料点，一路采用汽车散装机将干灰装入罐式运灰车，至综合利用用户；一路采用加湿搅拌机，将干灰调制成含水率约为30%的湿灰，用自卸汽车送至灰场碾压储存。6.9.5.4 灰库设备本工程共设1座灰库，灰库主要设备配置如下：1）为使灰库卸灰流畅，在每座灰库的库底设有气化装置。灰库气化风机将空气送入电加热器加热，加热的空气吹进气化装置，使库底的灰处于悬浮流态化状态便于流动。每座灰库设1台气化风机，配1台电加热器，连续运行。2）库顶卸料、排气、料位指示系统每座灰库顶设有1台终端卸灰箱，该设备密封性良好53、,内衬耐磨钢板以确保使用寿命。灰库排气选用脉冲式除尘器，库顶设置压力真空释放阀1台，以保护灰库长期稳定、安全运行。灰库设有料位监测装置,分别显示为高位、低位和连续料位情况，报警信号均送往除灰系统控制室。以使运行人员正确掌握灰库运行情况。3）库底卸料系统在灰库底排放口下设置一台双侧库底卸料器，一侧干灰排放口,下设SZ-25型散装机一台，Q=150t/h，供干灰罐车装车用；另一侧排放口设置一台JS-100型双轴搅拌机，Q=150t/h。输灰管道部分：飞灰输送管道采用普通钢管，所有弯头采取耐磨弯头（内复合陶瓷）。6.9.6灰渣厂外运输灰渣综合利用，能创造很好的社会效益，运输汽车如果考虑业主投资，会增54、加许多初期投资、厂区辅助设施的占地和定员编制，考虑供热中心周围综合利用的条件和灰库情况，建议本工程运灰汽车考虑社会力量来承担，这也是现在很多电厂开始采取的运行模式和发展方向。灰渣运输汽车考虑社会力量来承担，应选用国家汽车名录的标准运输设备，这些设备，有长期的运行业绩，是安全可靠的，符合环保及交通法规的运输车辆。6.9.7空压机系统 3台炉一个单元设置一座空压机站，满足全厂除灰、化水、脱硫的厂用气和仪表控制用气需求。空压机室安装3台流量36m3/min。压力0.80MPa螺杆式空气压缩机及干燥、除油、除尘等后处理设备，作为全厂公用气源，运行方式为2台运行，1台备用。 采用螺杆式空气压缩机，具有寿55、命长，故障率低，维护工作量少等特点，能满足多种需要的气量控制系统，具有设计先进的润滑油和空气分离系统，使出口空气含油量极小，后冷却器和冷凝水分离器能冷却压缩空气和析出冷凝水，消除用气管道和设备中冷凝水造成的隐患；并采用冷冻式干燥机及过滤器，具有高度可靠的分离、过滤等空气净化系统，保证了空气源的品质，确保系统可靠运行。3台炉一套压缩空气系统：配3台15m3储气罐， 2台输灰及检修用，1台仪表用；1台3m3储气罐供灰库用。6.9.8除灰渣系统控制本工程不设专门的除灰系统控制室，除灰渣控制系统作为辅助系统集中监控网络的一部分，其控制点设在除尘控制室。气力输送部分、除渣部分（卸渣部分除外）、灰库部分（56、卸灰部分除外）采用PLC控制；灰库、渣仓的卸灰部分采用就地控制，排污泵根据液位高低信号自动起停。6.9.9综合利用粉煤灰综合利用广泛应用在建筑、建工、水工、水泥生产、筑路、回填、改良土壤、生产复合材料、填充材料、加工生产有用物质等方面应用前景非常广阔。近几年来，干灰作为新型建筑材料得到了广泛的应用，特别是细灰的综合利用市场前景十分看好，一级灰是建筑混凝土优质的掺合料，可用作大坝水泥和高速公路水泥的掺合料，而二级灰亦可直接作水泥掺合料，亦很受市场的欢迎。干灰的活性高，综合利用广，潜在的经济效益较高。根据本期工程灰渣综合情况，正常情况下，灰渣将全部用于综合利用。本项目灰渣综合利用困难时，将灰渣送事57、故灰渣场临时储存，待综合利用好转时全部外运综合利用。6.10 化学部分 6.10.1设计依据本工程建设规模为3220t/h煤粉炉+3B25MW背压汽轮发电机组，化学水处理系统是按上述3炉3机所需补充水量脱盐水考虑。6.10.2 水源及水质本工程生产用水水源拟采用宁夏玉龙精细化工基地供水公司产水。业主方提供水质全分析资料未详。6.10.3 锅炉补给水处理系统本工程锅炉补给水处理系统工艺流程暂定如下:厂区来再生水原水池原水泵生水加热器多介质过滤器自清洗过滤器超滤装置超滤水池超滤产水泵5m保安过滤器高压泵反渗透装置除二氧化碳器中间水池中间水泵混合离子交换器除盐水池除盐水泵主厂房热力系统。浓水回收系统58、：浓水反洗水池过滤器反洗用/煤场冲洗用等。6.10.4化学水处理系统处理出力的确定按本期工程3炉3机所需补水量，根据对外供汽量，全厂汽水损失确定系统出力： 全厂汽水损失序号名称损失水量1正常汽水损失220x3%x3=19.8t/h2锅炉排污损失220x2%x3=13.2t/h3对外供水汽损失（外供蒸汽量的20%）96t/h5厂内自用水量86合计137根据上表，锅炉补给水处理系统出力确定为140t/h。6.10.5机组汽水标准根据GB/T12145-2008，本工程选用锅炉的给水、炉水质量标准为：给水：硬度 0mol/l溶解氧7g/l铁30g/l铜5g/l二氧化硅20g/lPH9.29.625（59、）TOC200g/l炉水：二氧化硅2mg/l磷酸根210mg/lPH （25）910.525（）电导率 （25）150s/cm蒸汽：钠5g/kg氢电导率 （25）0.15s/cm二氧化硅20g/kg铁15g/kg铜3g/kg锅炉补给水：除盐水箱进水电导率（25）0.2s/cm除盐水箱出水电导率（25）0.4s/cm硬度 0mol/l二氧化硅20g/lTOC400g/l6.10.6主要设备选型锅炉补给水处理系统主要设备选型序号名称规格数量备注1原水泵Q110m3/h H=45m3台2换热器Q110m3/h2台3多介质过滤器DN3200 4台钢衬胶4自清洗过滤器Q110m3/h2台5超滤装置Q1060、0m3/h2套6超滤产水泵Q95m3/h H=45m3台75m保安过滤器Q95m3/h2台8反渗透高压泵Q95m3/h 2台9反渗透装置Q70m3/h2套10除碳器(含配套风机)Q=140m3/h1台11中间水泵Q140m3/h H=40m2台12混合离子交换器D20002台钢衬胶13除盐水泵Q70m3/h H=130m3台14反洗水泵Q360m3/h H=30m2台15再生水泵Q50m3/h H=34m2台16酸、碱储罐V=20m3各1台钢衬胶17酸、碱计量箱V=2m3各1台钢衬胶18酸、碱喷射器各1台玻璃钢19卸酸、碱泵Q50m3/h H=20m各1台氟塑泵20中和水泵Q120m3/h H61、=20m2台21酸雾吸收器DN7001台PVC22反渗透清洗系统含冲洗水泵、清洗水泵、清洗水箱及清洗保安过滤器1套23仪表空气储罐V=3m31台6.10.7水处理设备布置及化验6.10.7.1附属办公楼化学水处理站一端为化水车间附属办公楼，制水控制室、变压器室及配电室等，36m8.7m。分二层布置；第一层0.00m布置控制室、值班化验室、变电室、配电室、更衣室、碎煤室等。第二层4.50m布置仪器室、水分析室、油分析室、煤分析室、热工室、技术资料室、各层均设有卫生间。6.10.7.2化水车间化水车间占地42m21m。分主跨和附跨。主跨制水间梁底8.20m，布置汽水混合式换热器、多介质过滤器、超滤62、系统、反渗透及其清洗系统、混合离子交换器等。附跨占地42m6m，屋顶下弦5.0m，与制水间纵向平齐。水泵间内布置各化学专业水泵；压缩空气间、酸碱计量间及加药间依次布置在水泵间旁边。原水池、超滤产水池、中间水池、除盐水池、反洗水池、酸碱储罐、酸碱中和池布置在水泵房室外。本工程水处理系统采用程序控制，并辅以相应监测仪表，以便于控制运行再生过程的操作。6.10.8 给水、炉水处理及汽水取样给水、炉水处理系统包括：给水加氨、给水加联胺、炉内加磷酸盐系统。本期工程3X220t/h锅炉，给水加药分别设两箱四泵组合式加氨装置一套、两箱四泵组合式加联胺装置一套，炉水加药设两箱四泵组合式加磷酸盐装置一套。汽水取63、样系统设备采用自动取样，每两台锅炉一套。高温汽水经高温架初步冷却后由恒温装置后在线检测与人工取样。给水、炉水加药装置及汽水取样装置分别设置于锅炉运转层加药间及高温架间和低温架间内。6.10.9 化学废水处理系统离子交换器再生产生的酸碱废水经排水沟流入中和水池，经中和水泵循环搅拌后，PH值达到7-9后排入排水系统。6.10.10 化验室仪器设备按火力发电厂化学试验室面积及仪器设备定额高压机组的标准配备化验室仪器设备。6.11 热工自动化6.11.1 建设规模本次工程容量为220t/h煤粉锅炉3台，配套B25MW背压式汽轮发电机组3套6.11.2 控制方式和自动化水平6.11.2.1 控制方式本工64、程采用集中控制方式，集中控制室设在除氧跨的8.0m运转层。集中控制室分为操作间和电子设备间。操作间主要布置辅助盘、火灾报警盘及分散控制系统（DCS）的操作员站等设备；电子设备间主要布置DCS机柜、仪表电源柜、DCS的工程师站等设备。辅助盘上设置有锅炉水位监视工业电视、炉膛火焰电视、汽包电接点液位计二次表等；操作台设置紧急停炉，停机按钮。集中控制室下设置电缆夹层，用于敷设电缆，电缆敷设采用桥架型式。分散控制系统是全厂的控制中心,DCS是机组启动、停止、正常运行和异常工况监控的主要控制手段，以视频显示单元和键盘操作为主，在集中控制室内对锅炉、汽机、除氧给水系统设备和工艺进行控制、保护、报警和显示，65、输煤、除灰、化学水处理等采用现场PLC控制，预留与DCS通讯接口，在少量现场运行人员的配合下，实现机组的启动、停止、正常运行和事故处理。DCS配置一台工程师站，16台操作员站（每台锅炉2台操作员站，每台汽机2台操作员站，电气4台操作员站，除氧给水系统并入锅炉操作台操作），2台打印机。设置输煤系统、除灰系统、化学水处理系统三个控制点，其控制机柜布置在相应系统电子间或设备附近，操作员站布置在三个控制点的就地集中控制室，实现操作监控功能。化学水车间配置可编程控制器(PLC)，对运行参数进行监视。全厂变送器的布置将按照大分散、小集中的原则考虑。6.11.2.2 控制水平炉机集中控制采用DCS集散型控制66、系统。以CRT和键盘（鼠标）为监视控制中心，配以必要的常规仪表和操作设备，实现机组集中控制。通过DCS，运行人员在集中控制室可对机组的运行工况进行全面管理。由就地操作人员配合，可在集中控制室实现机组的启停操作和危急工况下的紧急操作。6.11.3 热工自动化功能6.11.3.1 DCS功能和硬件配置本工程DCS功能包括了以下子系统：模拟量控制系统（MCS）、开关量控制系统（SCS）、数据采集系统（DAS）及炉膛安全监控系统（FSSS）。其中MCS指机组所有的自动调节系统。控制系统应在机组最低稳燃负荷到额定负荷范围内对机组参数自动调节，使参数保持在规定值。DCS可与汽机保护装置、MIS（厂级信息管67、理系统）等独立控制系统通讯及联系。硬件配置包括：现场过程控制站、操作员站、服务器兼工程师站、系统打印机及电源分配柜、继电器柜等。操作员站的基本功能如下：汉字显示监视机组有关的模拟量和开关量生成趋势显示画面并显示趋势信息打印制表控制驱动装置选择自动/手动控制方式，调整过程设定值和偏置性能计算向运行人员提供操作指导工程师站应具有操作员站的所有功能，并具有程序开发和诊断、控制系统组态、数据库、画面生成和修改功能。通常工程师站主要使用后者功能。操作员站、通讯总线、现场控制站（用于MCS、机组联锁保护等）冗余配置。重要过程参数，采用三重或双重检测单元。DCS具有事故顺序记录功能（SOE功能）DCS提供系68、统所需的UPS电源。6.11.3.2 自动调节系统的设置和说明6.11.3.2.1 自动调节系统的设置自动调节系统在MCS中实现，包括以下部分：燃料控制系统风量控制系统炉膛压力控制系统磨煤机一次风量和出口温度控制系统一次风压力控制系统辅助风控制系统汽包水位控制系统汽温控制系统除氧器水位控制系统除氧器压力控制系统凝汽器热井水位控制系统汽机轴封压力控制调节系统连续排污扩容器水位控制系统6.11.3.2.2 自动调节系统的说明6.11.3.2.2.1 燃料控制系统对中间储仓式燃烧系统，锅炉总燃煤量常用测量给粉机的转速来间接测量6.11.3.2.2.2风量控制系统，风量控制系统分为一次风控制系统和二次69、风控制系统。一次风通过制粉系统并带煤粉入炉膛。一次风的控制涉及到制粉系统和煤粉喷燃得要求，各台磨煤机的一次风量要根据各台磨煤机的工况分别控制。二次风控制系统，主调为氧量校正，副调为风/煤比。其控制系统的设计构思是副调首先保持一定的风/煤比，再由主调的氧量校正做精确的细调。6.11.3.2.2.3炉膛压力控制系统通常是由2台引风机保持炉膛压力略低于外界大气压力。炉膛压力控制系统为带送风前馈的单级控制系统。6.11.3.2.2.4磨煤机控制系统磨煤机控制系统包括磨煤机风量控制系统和磨煤机出口温度控制系统。每台磨煤机配有冷风、热风调节风门及总风调节门。用总风调节门控制磨煤机的风量，用冷、热风调节风门70、控制磨煤机的出口温度。6.11.3.2.2.5汽包水位控制系统采用串级三冲量调节。信号处理：给水流量采用给水温度补偿，汽包水位采用平均值，并设汽包压力补偿；主蒸汽流量采用主蒸汽温度及压力补偿。6.11.3.2.2.6 蒸汽温度控制系统蒸汽温度控制系统的喷水减温控制系统，一般设2级或3级喷水减温控制。6.11.3.2.2.7 其余调节系统其余调节系统采用单冲量调节系统。6.11.3.3 辅机控制系统的说明辅机控制系统不设顺控，只采用简单的开关量控制（简称为SCS），作为DCS一个子系统。SCS能控制主厂房内所有的电动阀门、电动机，并采集电动机的电流、运行、故障信号。6.11.3.4 机组联锁、保71、护项目的设置和说明由现场控制站与汽机保护共同实现机组的联锁、保护功能。锅炉辅机大联锁及辅机电动机电气保护由电气部分MCC柜实现。所有联锁电气保护的热工接点都经DCS内部综合处理后发出，并最终体现在DCS输出起停电动机的控制信号上。锅炉安全保护由DCS内部完成逻辑处理后，MFT动作输出至电气大联锁并完成其他有关联锁。汽轮发电机保护通过汽机紧急跳闸系统ETS。汽机紧急跳闸系统ETS 是汽轮发电机组危急情况下的保护系统,它与TSI、DEH一起构成汽轮发电机组的监控保护系统。DCS与DEH的接口为了实现机组安全稳定的运行，DEH与DCS间应相互通信，接口方式为通讯方式，实现重要信号的连接，如DEH的阀72、位反馈信号等。DEH通讯接口为RS232/RS422/RS485。6.11.4 热工自动化设备选型6.11.4.1 将在初设后编写DCS集散控制系统技术规范书，在此基础上通过招议标形式选择性能价格比最优的系统。根据工期需要，应在司令图前确定厂家，签订合同，以便后续工作的开展。6.11.4.2 DCS的子系统DAS部分选用远程I/O柜，用于采集机组大量同类参数，如：锅炉管壁温度，锅炉尾部烟道压力、温度，汽机缸壁温度，发电机线圈、铁芯温度等。6.11.4.3 变送器选用智能型变送器。6.11.4.4 调节部分电动执行器选用智能型电动执行器。6.11.4.5 非调节部分电动执行器选用420mA标准信73、号电动执行器。6.11.4.6 热电偶、热电阻选用正规厂家产品。6.11.4.7 电动阀门选用一体化电动阀。6.11.4.8 重要保护用压力（差压）开关选用进口产品，重要的水位参数采用电接点水位计测量。6.11.4.9 辅助车间电机轴承温度采用小型智能温度巡测仪。6.11.4.10 炉膛火焰监视选用内窥式锅炉火焰监视系统，与汽包水位工业电视共用一台监视器。6.11.4.11 给粉机采用变频调速进行控制。6.11.4.12 汽机本体监测装置TSI由汽轮机厂配套供货。6.11.4.13 汽机保护选用汽轮机厂设计要求的汽机保护系统。6.11.4.14 电缆主通道和电缆夹层采用电缆桥架。6.11.4.74、15 主厂房内的电缆选用阻燃型产品。6.11.5 辅助车间的热工自动化系统及设备选型6.11.6.11.1 辅助车间的热工自动化系统6.11.6.11.1.1 化学水处理系统化学水处理系统设集中控制，集中控制采用PLC进行控制，上位机操作，并通过工业以太网与主控室进行通信。控制室布置有化水热工控制盘，盘上装设化水报警仪表和操作开关、按钮等。6.11.6.11.1.2 循环水泵循环水泵设就地控制室。6.11.6.11.1.3 除灰、除渣系统除灰、除渣系统设置车间控制室，控制室内布置热工控制盘，盘上装设工艺过程重要参数指示、报警仪表和操作开关、按钮。控制室内还设有电动门控制小箱，实现除灰、除渣系统75、电动门远方控制。除灰、除渣设程控系统，采用PLC控制。控制盘在除灰、除渣控制室内。6.11.6.11.1.4 燃油泵房燃油泵房设置车间控制室，控制室内布置热工控制盘，盘上装设过程重要参数指示、报警仪表和操作开关、按钮。6.11.6.11.1.5 脱硫脱硝系统脱硫脱硝系统采用集中控制，集中控制采用PLC进行控制，上位机操作，并通过工业以太网与主控室进行通信。控制室布置有脱硫脱硝热工控制盘，盘上装设化报警仪表和操作开关、按钮等。6.11.6.11.2 设备选型辅助车间热工控制采用常规仪表，除灰系统采用程控。燃油泵房热控就地设备选用防爆型仪表，化学水处理系统根据需要选择防腐型仪表。6.12 土建部分76、6.12.1 土建设计采用的主要技术数据（1）本区抗震设防烈度为8度。设计基本地震加速度值为0.20g。（2）本场地土层属II类建筑场地。（3）基本风压(重现期50年)： 0.65kN/（4）基本雪压(重现期50年)： 0.2kN/（5）主厂房及其他建筑物的楼、地面活荷载取值，按火力发电厂土建结构设计技术规定(DL 5022-2012)和火力发电厂主厂房荷载设计技术规程(DL/T 5095-2007)确定，设备荷载由工艺专业提供。6.12.2 地基及基础根据工程地质勘探报告，场地条件较好，主要生产建（构）筑物均可采用天然地基。主厂房基础采用梁式筏板基础。 锅炉钢架基础采用柱下条形基础。 双曲线77、冷却塔，基础采用柱下独立基础及条形基础。化水车间，基础采用柱下独立基础或条形基础。对于荷载较小、沉降要求不高的辅助建（构）筑物及一些设备基础，地基采用天然地基，局部换填处理。6.12.3 主厂房建筑结构设计6.12.3.1 主厂房建筑1）主厂房建筑汽机房跨距为24m，屋架下弦标高为20.75m，吊车轨顶标高为17.5m。汽机房柱距8m、13跨，总长度为107.6m。汽轮机基础平台与加热器平台采用岛形布置，与厂房运转层均有钢平台联接。厂房内新上50/10t桥式起重机两台，供汽机房内主要设备安装检修用。汽机控制室布置在8.0m层。除氧煤仓（低压配电室）布置B-C跨为除氧间，除氧间跨度9.6m，C-78、D跨为煤仓间，煤仓间跨度9.9m，柱距均为8.0m。除氧间各层布置：0.0m层：布置电气高低压配电室、电抗器室。4.0m层：为电缆夹层。8.0m层：为运转层，分别布置电子设备间,集中控制室。12m层：为管道夹层。15m层：为除氧间层，布置3台除氧器（含水箱）、一台连续排污扩容器。煤仓间各层布置0.0m层：布置磨煤机。8.0m层：布置给煤机。15m层：布置给粉风机。24.0m层：布置输粉机。30.5m层：布置粉分离器。锅炉房布置锅炉房跨度为32.1m，锅炉采取半露天布置，柱距8.0m，运转层标高8.0m，运转层平台作为锅炉检修场地。在锅炉房后依次布置有除尘器、两台引风机、水平烟道。2）汽机房在零79、米设两个及以上出入口；两侧的大门能够通行汽车，以便设备运输和检修。固定端的楼梯间大门宽度满足设备吊装的要求；除氧煤仓间固定端设钢筋混凝土楼梯，通向主厂房的各层楼面；在扩建端设室外消防钢梯，到达各层。3）采光与通风主厂房各层都设置有侧窗采光，光线不足之处则辅以人工照明，通风主要依靠自然通风；集中控制室以人工照明为主，通风采用自然进风，机械排风方式，集中控制室室内设有集中空调。其他不能采用自然通风及有特殊要求的地方，采用机械通风。4）屋面防水防水等级为级，屋面防水材料采用SBS卷材防水，排水为有组织排水。5）生活卫生设施 0.00m层及8.0m层分别设有男女厕所及洗盥设施。6）保温本工程处在采暖地80、区，因此屋面均设有保温层，窗户在不同的部位采用不同的开启方式，在满足采光和通风的要求下，尽量减少开窗面积。7）防火主厂房楼梯、通道、出入口的设置满足火力发电厂与变电站设计防火规范（GB502292006）和火力发电厂建筑设计规程（DL/T5094-2012）的要求。有防火要求的房间和隔墙的门均采用防火门，管道井、电缆竖井、穿墙套管等部位按要求用防火材料堵塞。控制室等房间内的墙面、楼面材料和吊顶材料满足有关规范规定的耐火等级要求。8）建筑处理建筑风格在满足工艺生产要求的前提下，力求形体简洁明快、造型美观，风格协调，努力创造良好的空间环境和具有现代特色的建筑群体。主厂房体量较大，是全厂的中心建筑，81、在建筑立面处理上通过虚实对比、材质对比、明暗对比等手法，体现出现代工业建筑简洁大方的特点。设计中注意色彩、细部构造的处理，与全厂建筑群取得统一谐调。辅助生产及附属建筑的布置和处理在满足工艺要求和方便运行的前提下，考虑现代工业建筑简洁明快的特点。各建筑的平面功能组合和空间组织，相互协调，建筑与环境协调，建筑造型和立面处理新颖美观，创造一个优美的厂区环境。 主厂房外墙面采用面砖外墙。其他各建筑物外墙面为面砖外墙。内装饰（含楼地面、内墙面及顶棚等）根据房间各自不同的用途，采用不同的装修材料。内墙粉刷：卫生间、浴室等有冲洗要求的地方为内墙瓷砖。控制室内墙为乳胶漆墙面。化学水处理各车间为防腐涂料。其它普82、通生产车间为普通内墙涂料。楼地面：卫生间、浴室为防滑地砖。控制室、通信室为防静电活动地板。办公室为面砖。化学水处理各车间为耐酸地砖。其它普通生产车间为水磨石。顶棚：卫生间为PVC扣板。控制室为金属穿孔板吊顶。通信室、电子间、会议室为石膏板吊顶。其它普通生产车间为普通内墙涂料。门窗：窗为塑钢窗。卫生间为木门。配电间等有防火要求的房间门为防火门，其它普通生产车间为钢板门。6.12.3.2结构设计1）主厂房结构体系及结构选型除氧煤仓间采用现浇钢筋混凝土结构，由纵横向梁、柱及楼面结构组成空间承重结构体系。横向由除氧煤仓间框架组成横向框架体系；纵向由纵梁、框架柱组成框架承重结构。锅炉运转层采用现浇钢筋混83、凝土结构。2）汽机房屋盖结构汽机房屋盖采用梯形钢屋架，上铺复合压型钢板，保温材料为非燃烧体。3）吊车梁结构选型吊车梁采用钢吊车梁。4）汽轮发电机基座汽轮发电机基座为现浇钢筋混凝土框架结构，基础底板为筏板结构。框架式基础独立布置，其顶板四周与其它结构间设变形缝。5） 汽机房山墙结构汽机房山墙采用钢筋砼框架结构。山墙柱运转层以下与汽机房运转层组成框架结构，顶部与钢屋架相连，水平力传至屋盖系统。6）锅炉部分锅炉炉架钢结构(包括炉顶结构、侧向封闭及钢结构)由锅炉厂提供。锅炉为半露天布置，锅炉与主厂房之间在运转层设炉前通道，运转层以上，根据工艺要求设置炉前若干通道。主厂房框排架与锅炉炉架各自独立布置，自84、成受力体系。6.12.3.3抗震设计1）抗震布置横向抗震体系：汽机房外侧柱与除氧煤仓间框架组成框排架抗震体系，承受横向水平地震作用。主厂房与炉架钢柱之间的联系采用滑动支座处理，各自为独立的抗震体系。纵向抗震体系：纵向框架结构抗震体系承受纵向水平地震作用。主厂房采用框排架结构，楼层采用现浇钢筋混凝土梁板结构，能有效地保证结构良好的整体性和抗震性能。2）抗震构造措施主厂房纵横框架的抗震等级为一级,按8度采取抗震措施。6.12.4主要辅助生产建(构)筑物6.12.4.1炉后构筑物1）烟囱150m采用钢套筒结构，基础采用现浇钢筋混凝土筏板结构。2）引风机基础及检修支架、钢烟道支架均采用钢筋混凝土结构。85、6.12.4.2化水车间化学水处理车间采用现浇钢筋混凝土框架结构，现浇钢筋砼独立基础。6.12.4.3 双曲线冷却塔 冷却塔采用钢筋混凝土双曲线结构，条形基础，淋水装置柱基础为独立基础。6.13 供排水及消防系统 6.131供水系统 为了充分利用水资源，本工程新建的3220t/h煤粉炉+3B25MW背压式汽轮发电机组，其冷油器、空冷器、磨煤机及给水泵电机的冷却水采用二次循环供水方式，其冷却设备选用机力通风冷却塔，循环水加药进行水质稳定。 则机组的循环水量见表6.13-1。表6.13-1 工业循环水冷却水量表辅机名称数量（台）每台水量（m3/h）总水量（m3/h）备注安装运行冷油器632006086、0空冷器33200600给水泵433090220t/h锅炉配置磨煤机稀油站66636220t/h锅炉配置一次风机轴承3326220t/h锅炉配置送风机轴承3326220t/h锅炉配置送风机轴承66318220t/h锅炉配置引风机轴承66424220t/h锅炉配置取样冷却装置3340120220t/h锅炉配置空压机轴承333090公用系统配置合 计15906.13.2供水方式及系统设备选择为了充分利用水资源，本工程工业冷却水采用二次循环供水方式，其冷却设备选用机力通风冷却塔，循环水加药进行水质稳定。其补充水采用净水站补充到冷却水池。本期工程配2座850m逆流式机力通风冷却塔、1条DN800循环水87、进水钢管、1条DN800循环水回水钢管和3台卧式循环水泵。设一座24m9m的循环水泵房。循环水泵及消防水泵安装在循环水泵房内。其技术参数如下：循环水泵A（2台）型号300S26A 流量Q=8431088m3/h 扬程H=24.720.4m 电机功率N=90Kw 电压为380V循环水泵B（1台）型号300S19 流量Q=612790m3/h 扬程H=2219m 电机功率N=55Kw 电压为380V本系统的工艺流程为循环水泵经冷却塔底部积水池内吸水加压后输送送入各工业用水点，冷却完的水压力钢管输送至冷却塔进行冷却，从而进行下一次的再循环。6.13.3补充水系统 表7-9 本期工程补充水量表序号项目88、需水量（m3/h）经常回收（m3/h）实际耗水量（m3/h）备注夏季冬季夏季冬季夏季冬季1冷却塔蒸发损失23.8519.080023.8519.082冷却塔风吹损失1.591.59001.591.593冷却塔排污损失10.347.950010.347.954化学水处理生水22022015152052055除灰渣用水1010001010用RO浓水6输煤冲洗用水550055用RO浓水7脱硫用水120120001201208未预计用水15150015159合计405.78398.621515390.78383.62为了合理利用水资源，节约用水，将部分水回收加以利用利用，经水量平衡，本工程最大用水量为89、390.78m3/h。6.13.4室内外给水排水系统6.13.4.1生活给水系统本工程的生活给水为独立的给水管网，生活水量最大为5m3/h，由市政自来水公司供给。 6.13.4.2消防给水系统本工程中在同一时间的火灾次数为1次，厂区消防用水量按主厂房考虑，室内设计消防水量为15L/s，室外消防用水量设计为35L/s，火灾延续时间为2小时，消防给水系统为临时高压给水系统，水源为平罗工业园区污水处理厂供给的中水，消防管网独立设置，在厂区内呈环状布置，厂区每一消防点均在4个消火栓的服务范围内。主厂房内的室内消防水系统呈环状布置，厂房内每一消防点均在2个消火栓的服务范围内。发电机组周围设有喷水管，水源90、自室内消防管网接出。厂内建筑按要求设置移动灭火器具。消防水泵设2台，一用一备，其技术参数如下：型号IS125-100-250 流量Q=240m3/h 扬程H=72m 电机功率N=75Kw 电压380V。消防水泵安装在循环水泵房内，消防水泵从清水池及冷却塔底部集水池双路正压吸水。清水池及冷却塔底部集水池水量均能够满足本期消防用水量的需求。6.13.5排水工程厂区排水采用雨污分流制，厂区的生活污水经化粪池一级处理后，就近排至厂外市政管网，最终进入市政污水处理厂。化水站的酸碱废水中和处理后汇同其它生产废水一起排入厂区生活污水管网。厂内雨水经排水管沟汇集后，就近排至厂外。6.13.6节水措施为了节约用91、水，保护环境，提高本厂经济效益，生产废水加以回收利用。设计上采取以下措施：（1）冷却塔采用收水器；（2）反渗透浓水回收用于过滤器反洗水、除灰渣用水及输煤系统冲洗水等；（3）各专业用水接口安装水表，以控制水量。6.14 采暖通风及空调 6.14 采暖通风及空调6.14.1 设计条件6.14.1.1 有关设计规范及规定 (1) 小型火力发电厂设计规范 GB50049-2011 (2) 火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程 DL/T5035-2004 (3) 火力发电厂运煤设计技术规程第 2 部分 煤尘防治DL/T 5187.2-2004 (4) 采暖通风与空气调节设计规范 GB 50019-292、003 (5) 火力发电厂与变电站设计防火规范 GB50229-2006 (6) 火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程 DL 5053-1996 (7) 城镇供热管网设计规范 CJJ34-2010 (8) 建筑设计防火规范 GB50016-2006 (9) 工业企业设计卫生标准 GBZ 1-2010 (10) 工业场所有害因素职业接触限值 化学有害因素 GBZ2.1-2007 (11) 工业场所有害因素职业接触限值 物理因素 GBZ 2.2-20076.14.1.2 室外气象参数 根据暖通空调气象资料集室外气象参数中市气象参数选定如下: 序号 名 称 单位 数 值 1 当地大气压力（冬季） h93、Pa 898.59 2 当地大气压力（夏季） hPa 885.26 3 冬季采暖室外计算温度 15 4 冬季空调室外计算温度 19 5 冬季通风室外计算温度 10 6 夏季通风室外计算温度 27 7 夏季空调室外计算温度 30.7 8 夏季空调日平均温度 26 9 夏季空调室外计算湿球温度 20.8 10 冬季空调室外计算相对湿度 49 11 夏季最热月月平均相对湿度 58 序号 名 称 单位 数 值 12 冬季室外风速 m/s 2.7 13 夏季室外风速 m/s 2.9 14 日平均温度5的天数 天 149 15 累年极端最低温度 22.7 16 累年极端最高温度 39.1 17 最大冻土层94、深度 cm 1006.14.1.3 室内设计标准按照小型火力发电厂设计规范GB50049-2011 和火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程DL/T5035-2004 中的有关规定选取各室内设计参数。6.14.2 采暖 根据气象参数，本厂所在石嘴山地区日平均温度5的天数为 149 天，属于寒冷地区，按火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程DL/T5035-2004 的规定，主厂房、各生产辅助建筑物、输煤系统等建筑均设计采暖。全部采用 80/60热水作为采暖热媒。由设在汽机房的汽水换热机组提供，采暖系统所需要 0.98Mpa 蒸汽，由热机专业负责提供。6.14.3 通风6.14.3.1 主厂95、房通风汽机房、锅炉房均采用自然进风、自然排风的通风方式，保证工作区温度不高于室外进风温度 5。夏季，室外新风由底层和运转层外墙上的外窗进风，经各层的主要散热设备周围开设的格栅、检修孔、楼梯间、吊物孔等处有组织的经屋顶设置的屋顶通风器排至室外。6.14.3.2 电气设备间通风设置在主厂房内的厂用配电间设置机械通风，并兼做事故通风，换气次数不少于12次/h。采用轴流风机或双速排烟风机机械排风，防火百叶窗自然进风。风机与消防连锁，当火灾信号发出后，风机断电停止运行，防火百叶同时关闭，阻止火灾蔓延。厂区内其他电气设备间设置自然进风，机械或自然排风的通风系统。当通风房间设有火灾报警系统时，通风机与消防系96、统连锁。6.14.3.3 输煤系统通风地下部分设置自然进风，机械排风的通风系统，并考虑通风的热量补偿。地上部分根据具体情况考虑分别设置自然或机械通风系统。6.14.3.4 厂区内其他建筑通风散发余热、有害气体、易燃易爆气体的房间均按规程要求分别设置机械通风系统。其中排除含酸气体的风机，其电动机全封闭，排除易燃易爆气体的风机，采用防爆型。6.14.4 空调6.14.4.1 空调冷媒本工程空调采用分散式空调系统，各建筑物根据需要单独设计空调系统，冬季提供热水采暖，不允许水管穿过的房间采用电加热采暖。6.14.4.2 集控室、电子设备间环境温湿度的确定根据工艺专业要求和设计规范，各房间的室内空调设计97、参数为： 房间名称夏季冬季温度 相对湿度 %温度 相对湿度 %集中控制室2228406518243060电子设备间261.05010201.05010各工艺专业控制室2628186.14.4.3 集控室、电子设备间空调集控室和电子设备间采用恒温恒湿型柜机空调6.14.4.4 其它建筑物根据工艺和舒适性要求设置分体空调器。6.14.5 除尘6.14.5.1 煤仓间设置袋式除尘器，每台锅炉对应一台除尘器及其配套的除尘管路系统，除尘器安装在煤斗上方，卸灰直接落在煤斗中，避免了二次扬尘的污染。6.14.5.2 煤仓间转运站采用袋式除尘器，安装在煤仓间，卸灰直接落在煤仓间皮带层皮带上。6.14.5.3 98、输煤系统其他各转运站及碎煤机室设置袋式除尘器，以排除煤在转运中产生的煤尘，保证室内环境。两条皮带设置一套除尘系统，除尘器布置在单独的除尘间内，便于设备的维护管理。6.14.5.4 各除尘器均设有 PLC 控制器，可以实现与输煤集控系统的连锁控制。除尘器控制箱设有手、自动转换开关，当设为手动时，除尘器可由巡检人员就地控制，设为自动时，除尘器由输煤集控系统远方控制运行。各除尘器的运行状况均可通过 PLC 的通讯端口传送到输煤集控系统，除尘器的风机、排灰系统、进水阀门均可实现自动运行，大大减轻运行人员的工作量。6.14.6 厂区热网 厂区热网供热范围包括：主厂房、输煤系统、辅助建筑等。本期管网共有架99、空、直埋两种敷设方式。根据总图专业的布置，管网能走综合架空管架则架空敷设，无架空管架时，采用直埋敷设，管道从架空管架下来后到各用户之间采用直埋敷设的方式。每一管道与单体建筑采用直连方式，并在供、回水管上加旁通管，供水入口设手动调节阀、过滤器、温度计、压力表等。架空敷设的管道保温材料采用离心玻璃棉，外加防水层，外面再包镀锌钢板保护。直埋管道采用聚氨酯保温层，外包玻璃钢保护层。厂区热网的补偿方式采用自然补偿为主，波纹补偿器为辅的原则，布置方式、选型均根据火力发电厂及变电所供暖通风空调设计手册中“供热管网及供冷管网”一章设计。直埋管道中补偿器采用直埋型。 烟气脱硫与脱硝7.1脱硫系统目前适合中型燃煤100、锅炉的烟气脱硫技术主要有氨法、石灰石膏法、氧化镁法、钠法等；脱硝技术有低氮燃烧技术、SNCR技术、SCR技术、SNCR/SCR 混合技术等，这些方法各有其特点，适用于不同的燃煤锅炉。选择的基本原则为工艺成熟、运行安全可靠、投资省、运行成本低及无二次污染等。7.1.1 脱硫工艺石灰石/石膏湿法脱硫技术是目前世界上技术最为成熟、应用业绩最多的脱硫工艺，应用该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的85以上，应用单机容量已达1000MW。其脱硫副产物石膏一般有抛弃和回收两种方法，主要取决于市场对脱硫石膏的需求、石 膏质量以及是否有足够的堆放场地等因素。湿法工艺技术比较成熟，适用于任何含硫量的煤种和机组101、容量的烟气脱硫，脱硫效率较高，一般高于95%。石灰石/石膏湿法工艺流程:石灰石/石膏湿法脱硫工艺采用价廉易得的石灰石作脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收浆液，也可直接用湿式球磨机将20mm左右的石灰石磨制成吸收浆液。当采用石灰吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水搅拌制成吸收浆液。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应被脱除，最终反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去带有的细小液 滴，经气气加热器（GGH）加热升温后排入烟囱。脱硫石膏浆液经脱水装置脱水后回收。由于吸收浆液的循环利用，脱硫吸收剂的利用率很高。电厂锅炉烟气进102、入FGD，通过升压风机加压，经GGH降温至约100后进入吸收塔，吸收塔脱硫效率为9699，整个系统的脱硫效率不低于90。从吸收塔出来的净烟气温度约为47，经GGH升温至80后从烟囱排放。该工艺原理简单，工艺技术比较成熟，脱硫效率和吸收剂的利用率高，即Ca/S=1.03时，脱硫效率大于95，能够适应各种煤种，适应各容量机组，运行可靠，可用率高，副产品石膏具有商业价值。石灰石/石膏湿法脱硫技术主要技术特点及指标：（1）脱硫效率高，一般不低于90，最高可以达到99。（2）脱硫剂利用率高，达90以上。Ca/S比低，只有1.011.05，国内现正在实施的的多个工程均不大于1.03。（3）吸收塔采用各种先103、进技术设计，不仅解决了脱硫塔内的堵塞、腐蚀问题，而且改善了气液传质条件，从而提高了塔内脱硫效率，减少了浆液循环量，有效降低了浆液循环泵的功耗。目前脱硫岛电耗一般为机组装机容量的11.5。（4）喷淋空塔内烟气入口采用向下斜切式入口，烟气由下自上流动，延长了气体分布路径，不仅有利于气体分布均匀，而且由于气体的翻腾形成了湍流，更有利于气液的传质传热。（5）采用计算机模拟设计，优化脱硫塔及塔内构件如喷嘴等的布置，优化浆液浓度、Ca/S比、浆液流量等运行指标，可以保证脱硫塔内烟气流动和浆液喷淋均匀，以最小的消耗取得最好的脱硫效果。（6）根据烟气含硫量，采用不同层数（24层）的浆液喷淋层，确保取得最佳的脱104、硫效果。（7）塔内设置氧化空气分布系统，采用塔内强制氧化，氧化效果好。（8）喷淋层采用交叉联箱布置，使喷淋管道布置更合理，降低了吸收塔高度。（9）采用机械搅拌。（10）废物得到良好的处理，其中废渣变成了优质石膏，完全可以取代高品位的天然石膏。废水采用回用技术，可以达到零排放。（11）稳定性高，适应性强，可靠性99以上。7.1.2干法脱硫干法有LIFAC（炉内喷钙尾部增湿活化）、CFB（循环流化床） 等工艺， CFB 最早由德国鲁奇（LURGI）公司开发，目前已达到工业应用的CFB法工艺有三种：LURGI公司的CFB、德国WULFF公司的RCFB（内回流式烟气循环流化床）、丹麦FLS公司的GSA105、（气体悬浮吸收），国内分别由龙净环保、凯迪电力、龙源环保等公司引进，目前多在中小机组上运用的多为WULFF公司的 RCFB技术，所以干法脱硫按RCFB进行分析。RCFB脱硫工艺流程RCFB工艺主要采用干态的消石灰粉作为吸收剂，由锅炉排出的烟气从流化床的底部进入，经过吸收塔底部的文丘里装置，烟气速度加快，并与很细的吸收剂粉末相混合。同时通过RCFB下部的喷水，使烟气温度降低到7090。在此条件下，吸收剂与烟气中的二氧化硫 反应，生成亚硫酸钙和硫酸钙，经脱硫后带有大量固体的烟气由吸收塔的上部排出，排出的烟气进入除尘器中，大部分烟气中的固体颗粒都被分离出来，被分离出来 的颗粒经过再循环系统大部分返回106、到吸收塔。RCFB的控制系统主要通过三个部分实现:（1） 根据反应器进口烟气流量及烟气中原始SO2浓度控制消石灰粉的给料量；（2）反应器出口处的烟气温度直接控制反应器底部的喷水量，使烟温控制在7090范围内。喷水量的调节方法一般采用回流调节喷嘴，通过调节回流水压来调节喷水量；（3）在运行中调节床内的固/气比。其调节方法是通过调节分离器和除尘器下所收集的飞灰排灰量，以控制送回反应器的再循环干灰量，从而保证床内必需的固/气比。RCFB脱硫技术的主要技术特点及指标：（1）耗电量在机组容量的0.51.0。脱硫率80时，为0.6左右；脱硫效率大于90时，塔内物料量增加引起系统阻力的增大而使电耗大幅上升。107、（2） 在塔的顶部区域加装了导流板，在塔内加装了紊流装置。（3）脱硫率90，Ca/S为1.21.5。石灰活性必须高且稳定，达到T60标准（软缎石灰，四分钟内水温上升60）。（4）塔内平均流速4m/s左右。10米左右直径的流化床内流场比较复杂。（5）用消石灰作为脱硫剂。石灰消化后，以消石灰干粉形式送入流化床吸收塔。喷入足够的水分保证脱硫效果，水分越大脱硫率越高。（6）严格控制床温。床温偏低时设备有腐蚀，偏高时脱硫效率及脱硫剂利用率下降。（7）塔内的水分要迅速蒸发掉，以保证灰渣干态排出。（8）在煤的含硫量增加或要求提高脱硫效率时，不增加任何设备，仅增加脱硫剂和喷水量。（9）不另设烟气旁路，当FGD108、停运时，脱硫塔直接作为烟气旁路使用。7.1.3电石渣-石膏湿法与干法RCFB比较（1）工艺技术比较电石渣-石膏湿法：已很成熟，现在大部分设备均可以实现国产化，初始投资大幅降低，备品备件的问题也已得到彻底解决。干法脱硫国内应用较少，重要部件及技术可能需进口。（2）适用煤种电石渣-石膏湿法：不限。干法RCFB ：RCFB适用于中、低硫煤。对高硫煤，较难达到环保要求，且投资与运行费用将大幅上升。（3）Ca/S比电石渣-石膏湿法：1.011.05，一般为1.03，纯度达不到要求时，最终仅影响脱硫副产品石膏的质量。干法RCFB ：脱硫率90时为1.31.5。氧化钙纯度要求90，并要有非常高的活性（标准）109、，达不到以上要求时，将影响装置的脱硫率及正常运行。（4）脱硫效率电石渣-石膏湿法：一般可在95以上稳定运行，对环保要求的适应性强。烟气含硫量变化时，易于调整控制，脱硫效率较稳定。干法RCFB ：稳定运行一般在80左右，若需要进一步提高，则需降低烟气趋近温差，增加Ca/S和喷水量，但会对下游设备如除尘器、引风机等带来不利影响。95的脱硫效率对干法技术来讲，已达到高限（国外为90），当环保要求进一步提高时，改造较困难。烟气含硫量波动时，因为有大循环灰量，难以灵敏调整控制，脱硫效率难以保证。（5）耗电量电石渣-石膏湿法：机组容量的1.01.5。干法RCFB ：机组容量的0.51.0，脱硫效率在80左110、右时，为0.6左右；当脱硫效率90时，耗电量上升很快，将达到1左右。综上所述，根据技术经济比较，本工程采用炉外电石渣-石膏湿法脱硫工艺。锅炉年利用小时数按7500小时计算，平均日运行小时数按22小时计算，湿法脱硫Ca/S摩尔比为1.03，锅炉炉外脱硫效率98%，石灰石纯度按92%。7.2电石渣-石膏湿法脱硫方案本工程烟气脱硫采用电石渣-石膏湿法工艺，吸收剂制备系统采用电石渣自供，岛内制浆方式。石膏浆液经真空皮带脱水后，含水率约10%。石膏副产物外销综合利用。7.2.1.吸收剂制备与供应由于本企业有工业废渣电石渣，电石渣中含有大量的Ca(OH)2(70%85%),呈强碱性,是良好的SO2吸收剂，111、拟用电石渣替代石灰石进行脱硫。 利用电石渣脱硫,不仅减少了该废渣对环境的污染,而且为湿法脱硫提供了高效且廉价的吸收剂，电石渣的综合利用,减少了石灰石矿的开采,从而进一步起到了保护自然环境和资源的作用。3x220t/h煤粉锅炉脱硫电石渣的消耗量消耗量单位1台220t/h煤粉锅炉3台220t/h煤粉锅炉小时耗量t1.313.93日耗量t28.8286.46年耗量t982529295注：1） 日利用小时按 22 小时计；2） 年利用小时按 7500 小时计；脱硫工艺所需的吸收剂是电石渣，其纯度要求大于80%；细度为95以上通过250目。电石渣用车运至脱硫场地堆料场，用铲车送至制浆池进行制浆。7.2.112、2.烟气系统烟气系统采用1炉1塔方式，不单独设置脱硫增压风机，锅炉引风机选型时已考虑脱硫塔阻力并采用高压变频调速满足各工况运行。脱硫烟气系统进口挡板门采用带密封系统的双挡板门，密封系统设置2100%容量的密封风机(一运一备)，密封介质为空气。为方便脱硫系统检修，保证脱硫装置不影响发电机组的安全运行，脱硫系统均设置了100%容量的烟气旁路烟道，旁路烟道挡板采用单挡板。锅炉启动过程中或脱硫系统解列检修时，脱硫系统进、出口挡板门关闭，旁路烟道挡板门打开，来自除尘器的烟气经锅炉引风机由旁路烟道直接进入烟囱排放。旁路烟道挡板门具有快开功能(25S)，确保锅炉和机组的安全。烟气在吸收塔内脱硫净化后，经除雾113、器除去水雾，净烟气自吸收塔顶进入新建烟囱排入大气。所有的烟气挡板门易于操作，脱硫系统进口挡板门在最大压差的作用下具有100%的严密性，烟气挡板门采用电动执行机构。带有快开功能的旁路挡板门电动执行机构采用进口产品，保障脱硫系统故障时在25S内快速打开，保护主机组和FGD装置的安全。7.2.3.SO2吸收、氧化系统SO2吸收系统是烟气脱硫系统的核心，主要包括吸收塔、喷淋层、除雾器、循环浆液泵和氧化风机等设备。本工程配一座逆流喷淋吸收塔，吸收塔为空塔形式，圆柱体、钢结构，内表面进行防腐耐磨处理（衬玻璃磷片），吸收塔直径9.0m，总高度约为30m，吸收塔底部为循环浆池，上部由三层喷淋层和两级除雾器组成114、。设计烟气流速为3.53m/s，烟气在吸收区的设计停留时间为2.3秒。每座吸收塔设置三台循环泵。塔内布置3层雾化喷淋层，分配装置采用变径管设计，保证喷淋液的均匀分布。喷嘴采用碳化硅材料制作。烟气进入吸收塔后，与喷淋层喷出的吸收浆液接触，烟气被吸收浆液洗涤，其中的SO2被浆液吸收，被洗净后的烟气经两级除雾器，除去烟气中所带的细小液滴，使烟气在含液滴量低于75mg/Nm（干基）以下时排出吸收塔。被吸收到浆液中的SO2与CaCO3发生反应，并在吸收塔底部的循环浆池内被氧化风机鼓入的空气强制氧化，最终生成石膏晶体，由石膏浆液排出泵排出吸收塔送入石膏脱水系统进行脱水处理。FGD装置的吸收塔设置一套氧化风115、机系统。设置两台氧化风机（一运一备），以保证亚硫酸钙强制氧化成硫酸钙(CaSO42H2O)。每座吸收塔浆池设3台搅拌器，使浆液混合均匀，防止沉淀。每座吸收塔配两台石膏排出泵，一运一备，将石膏浆液(浓度约15%wt)排出吸收塔送入石膏脱水系统和事故浆液排放系统。7.2.4.系统运行方式锅炉正常运行时，其脱硫系统亦同时运行，只在特殊情况及故障情况时允许烟气进入脱硫系统旁路。正常运行时，无论脱硫装置处于何种工况下运行都不会对发电机组产生任何影响。脱硫系统投运时，脱硫系统的进、出口挡板门打开，旁路烟道挡板门关闭。吸收塔低负荷运行时，按吸收塔特性将停运一层喷嘴，以适应负荷的变化。在锅炉启动过程中或脱硫系116、统解列、需要检修时，旁路烟道挡板门打开，脱硫系统进、出口挡板门关闭，机组烟气经旁路烟道直接进入烟囱排出。烟气系统、SO2吸收系统、石膏脱水系统3炉公用设置。7.2.5.石膏处理系统脱硫副产物石膏的处置方式，一般有抛弃和回收利用两种方法，脱硫石膏处置方式的选择主要取决于市场对脱硫石膏的需求、脱硫石膏的质量以及是否有足够的堆放场地等因素。本工程脱硫石膏综合利用，脱硫副产品为二水石膏，经干燥处理后可作为水泥缓凝剂，在具备一定条件时，亦可用于生产纸面石膏板，粉刷石膏，石膏砌块等，经济效益较好。从吸收塔排出的石膏浆固体物含量约为15%-20%，石膏浆经石膏水力旋流器浓缩至固体物含量约40%50%后,进入117、石膏二次脱水装置，经脱水处理后的石膏固体物表面含水率不超过10%，脱水石膏送入石膏库中存放待运。水力旋流器分离出来的溢流液一部分经废水旋流器浓缩后排入废水处理系统，一部分流入滤液池作为吸收塔补充水循环使用。为控制脱硫石膏中Cl-等成份的含量,确保脱硫石膏质量满足用作建筑材料的要求，在石膏脱水过程中设有冲洗装置，用工艺水对石膏进行冲洗。石膏脱水装置滤液、石膏及脱水装置冲洗水均进入滤液池，用滤液泵送回吸收塔利用。目前应用较多的石膏脱水装置有真空带式脱水机和篮式离心脱水机两种，真空带式脱水机具有运行可靠，维护方便等优点，所以推荐采用真空带式脱水机。本工程脱硫装置采用两台100%出力真空带式脱水机。并118、配置一台水环式真空泵。根据石灰石品质和烟气含硫情况计算，脱硫装置产生脱硫石膏约0.27t/h(含水10%)，石膏纯度可达90%。石膏外运采用密封罐车装车外运。石膏产量见下表：名称每小时量（t/h）每天量（t/d）每年量（t/a）设计煤种1220t/h2.3551.7176253220t/h7.05155.152875注：1） 日利用小时按22小时计； 2） 年利用小时按7500小时计7.2.6.工艺水系统从供水系统引入的脱硫工艺水进入脱硫装置的工艺水箱，由水泵送至各用户，主要工艺水系统如下：吸收塔运行时除雾器冲洗水。吸收塔浆池运行的启动用水和补水。真空泵密封水，石膏冲洗水。所有浆液输送设备、输119、送管道、储存箱的冲洗水。排水系统(包括集水坑和冲洗系统)。7.2.7.浆液排放与回收系统FGD装置的浆液管道和浆液泵等，在停运时需要进行冲洗，其冲洗水就近收集在吸收塔旁边的集水坑内，然后用泵送回吸收塔浆池。在脱硫系统解列或出现事故停机需要检修时，吸收塔内的吸收浆液需考虑由石膏排出泵排出存入事故浆液箱中，以便对脱硫塔进行维修。在吸收塔重新启动前，通过事故浆液返回泵将事故浆液罐的浆液送回吸收塔。7.3脱硝系统根据煤粉炉的情况及SCR和SNCR技术性能，当烟气中NOx浓度低于200mg/Nm3时，可以采用SNCR技术，实现50%的脱硝效率；如果烟气中NOx浓度高于200mg/Nm3时，需要采用SCR120、脱硝技术，根据排放要求，SCR可以调节脱硝效率，实现30-90%以上的脱硝效率。本比选方案中，采用SCR技术设计，可使脱硝效率实现不高于100 mg/Nm3的达标排放标准。1）SCR反应原理：在氮氧化物(NOx)选择还原过程中，通过加氨(NH3)可以把NOx转化为氮气(N2)和水(H2O)。主要的化学反应方程式如下: 4NO+4NH3+O24N2+6H2O (1) 6NO+4NH35N2+6H2O (2) 6NO2+8NH37N2+12H2O (3) 2NO2+4NH3+O23N2+6H2O (4) 2）SCR工艺流程：SCR工艺包括烟道系统、反应器系统和供氨系统。主要由进口烟道、折流挡板、喷121、氨格栅、整流器、反应器、催化剂、出口烟道（灰槽）、氨储罐、卸氨泵、氨蒸发器、氨缓冲罐、稀释风机等组成。烟气系统：烟气从省煤器引出，进入脱硝烟道，在喷氨格栅处加入氨进行混合，经过导流板、整流器后进入SCR反应器，在催化剂表面充分反应后，回到空预器及其他后续系统；反应系统：混合均匀的氨和烟气，在催化剂表面经过扩散、吸附、反应、解吸、扩散等过程，烟气中的NOx与NH3反应生成N2和H2O；还原剂系统：氨源经过卸料、储存、转化后进入缓冲槽，在稀释空气的补充下，氨气被稀释至5%以下，经过喷氨格栅进入烟气系统，与烟气混合均匀后进入反应器反应。3）运行注意事项： (1)烟气温度：通常，向含SOX的低温烟气中122、注入氨的话，在催化剂层会生成硫酸氢铵(NH4HSO4)。它会导致催化剂的微孔结构闭塞，性能下降。这种情况如果在短时间内能回到正常运行的高温区，硫酸氢铵会分解，催化剂性能会恢复。但如果长时间停留在低温区，或在短期内频繁地陷入低温区运行的话，即使再回到高温区，性能也难以恢复，结果会使寿命缩短。因此，本装置可正常使用的最低温度，确定为能保证催化剂性能的280(启动时270)，绝不允许在280以下运行。 (2)脱硝反应器压差：反应器内催化剂的堵孔现象，在正常运行时是不会发生的。但是，如异常燃烧情况不断地出现，由灰引起的堵孔偶尔也是可能的。所以有必要监视催化剂层前后的压差。(如堵灰出现，压差会缓慢上升)123、。压差上升超过规定最大值时，应进行吹扫。 (3)氨的稀释空气：本装置用稀释风机的出口空气将氨稀释到5%浓度左右，然后注入烟气中。氨气是爆炸性气体，因此空气将氨稀释时，要避免接近爆炸限度(16%，本装置设定为5%以内)。烟气内的氨气注入量越多，则扩散效果越好。与烟气的混合效果也越好。当稀释浓度计的发出报警时，应确认一下氨的注入量，并迅速按检查稀释空气管路的情况，加以处理。 (4)空预器(GAH)的压差：排烟含SO2时，设置在脱硝装置下游的空预器(GAH)冷端的工作温度范围，是有利于硫酸氢铵的析出的。它与烟中的飞灰粘在一起，粘附在空预器的传热元件上，从而导致空预器压差的升高，所以有必要监视空预器的124、前后压差。8环境及生态保护与水土保持8.1环境和生态现状8.1.1空气环境质量现状本工程环境质量现状监测均由高唐环境监测站完成，评价范围内SO2、NOx、TSP均达到环境空气质量标准（GB3095-1996）二级标准。各测点、各时段的一次值、日均浓度值均不超标。8.1.2地表水环境质量现状地表水环境现状监测结果表明，各监测断面氨氮、高锰酸盐指数、COD均不超标；水质满足地表水环境质量标准（GB3838-2002）类标准的要求，并具有较大的环境容量。8.1.3地下水环境质量现状地下水环境现状监测结果表明，区域各测点总大肠菌群、亚硝酸盐氮均未检出；pH值、高锰酸盐指数、硫酸盐、氯化物、硝酸盐氮均不125、超标；8.1.4声环境质量现状厂址周边无受影响的环境敏感点。拟建工程所在区域声环境质量良好，厂界噪声昼夜均能满足工业企业厂界噪声标准中的II类标准，拟建厂址区域环境噪声质量良好。8.2生态环境影响分析8.2.1施工期环境影响分析拟建工程主要施工内容包括厂区施工、施工生产区及取排水管线等，在施工期间各项施工活动对周围环境的影响方面主要有：机械噪声、弃土和扬尘、交通影响、土壤植被破坏等。1.施工噪声环境影响分析（1）在施工设备选型上，应选用正规厂家、噪声较低的环保型设备。（2）加强施工现场管理，保证现场设备安装质量，确保施工设备正常运行。（3）对混凝土搅拌机等能够易地使用的大型施工机械应易地使用，126、对不能易地使用的高噪声的施工设备，如“圆锯、切割机、弯管机”等必须封闭使用或四周加设隔声屏障，降低其使用时产生的噪声对周围环境的影响。2.施工扬尘环境影响分析（1）施工现场场界修建2m高实体围墙，封闭施工现场，既可有效防止粉尘及扬尘的污染，又可起到隔声的作用。（2）施工过程中所用建筑材料，必须设固定堆放场，特别是水泥、白灰等在堆放过程中应用苫布盖好或建封闭库房存放，防止二次扬尘污染。（3）土方挖掘产生的弃土应及时运离施工现场，运输时应遮盖。施工场地应保持一定湿度，要定时洒水，防止粉尘及二次扬尘污染施工场地周围环境空气质量。3.施工期废水对周围环境的影响施工期水污染源包括施工队伍的生活污水、施工127、区的洗料废水、保湿、冲洗与设备清洗废水等。根据统计数据，若以施工人员人均污水产生量为0.05m/d，同时施工人员总数200人计，则生活污水产生量仅为10m/d，产生量较少，而且以蒸发损耗为主，基本没有排放，不会形成地表径流。施工区的洗料废水用量较大，经过沉淀后全部回用，不外排；地面冲洗和设备清洗废水由于量非常小，污染物为少量的石油类和SS，集中收集后回用于施工洗料或通过蒸发损耗，无外排。 综上分析，施工期间产生的废水大部分回用于场地的施工用水，其余部分主要以蒸发损耗，均不外排，不会对周围地表水环境产生影响。4.固体废物对周围环境的影响施工期间固体废物主要来源于建筑垃圾和施工人员的生活垃圾。建筑128、垃圾包括废弃水泥残渣、废涂料和安装工程的金属废料等；生活垃圾来源于施工作业人员生活过程遗弃的废弃物,其成分主要有塑料、纸类以及砂土等。上述固体废物由当地环卫部门统一收集后集中外运处理。5.对生态环境的影响工程施工过程中开挖土方，必然会对现有地表结构进行破坏，改变土壤结构。施工场地主要以杂草为主，对于施工期被破坏的植被，待施工完成后，尽快按照厂区绿化方案恢复，防止水土流失。对施工期开挖的土壤，应有计划的分层开挖，分层回填，并尽量保持表层沃土回填表层。施工期对植物的影响只是局部数量的减少，不会对区域生态造成影响。8.2.2地表水环境影响分析拟建工程为减少排污量，将生活污水、生产废水由各自处理系统预129、处理后，经厂区污水管网汇集后进入厂内污水处理站处理后回用于绿化、道路喷洒等。外排水绿化季节仅为循环冷却排污水（即清净下水，不计入废水行列），主要是含盐量高，非绿化季节为循环冷却排污水和处理后达标排放的废水，且达标排放的废水量非常小。鉴于此，拟建工程废水对厂区附近地表水系基本无影响。8.2.3地下水环境影响分析拟建工程生产、生活废水经厂内污水管网收集后排入厂内污水处理站，处理后回用于绿化、道路喷洒等。工程建设时，生产区地面、污废水排输管网和治理设施均采取防渗措施，只要加强日常管理，防止废水的跑冒滴漏，拟建工程厂区不会对周围地下水产生影响。8.2.4噪声环境影响分析（一）工程运行后主要噪声源分析拟130、建工程的噪声源主要有：主厂房设备、辅助厂房设备、运输机械等，按其来源可分为生产设备噪声和交通噪声：1.生产噪声1.1气体动力性噪声：由气体流动引起的噪声，如各种风机运行进、排汽口产生的噪声，其声级一般在90110dB(A)之间，频谱呈宽频带。1.2机械噪声：机械设备运转过程中由于振动、摩擦、碰撞产生的噪声，如电动机、汽轮机的动、定子部件间产生的噪声，频谱呈宽频带特性。1.3电磁噪声：发电机、电动机等电气设备由于磁场交变过程产生的噪声，以低频为主。2.交通噪声交通噪声为厂区内、外道路上各种车辆、人流活动产生的噪声，属流动性噪声源，其噪声成分以中、低频为主。其中，生产噪声源声压级较大，影响范围广，131、且大都集中在主厂房内传播出去，风机进出风管采取软连接方式。（二）噪声治理措施拟建工程的噪声源比较多且噪声级较高，针对这些噪声源，拟建工程提出了一系列的控制措施，对各重点噪声源从局部到整体都考虑了不同的控制措施：1.从治理声源入手：在设备选型中，同类设备中选择噪声较低的设备，在签订设备供货技术协议时，向制造厂提出设备噪声限值，并作为设备考核的一项重要因素。主机设备（如汽轮发电机组）不得超过95dB（A）。2.工程主要噪声设备集中布置在隔声效果好的厂房内。汽轮发电机组、送风机、引风机、水泵等高噪声设备所在厂房进行吸声降噪处理，选用有较高隔声性能的隔音门窗，并控制厂界一侧的门窗面积，以确保建筑物外1132、m处噪声值低于80dB(A)。3.送风机进风口安装消声器，为了减少振动沿风管传播出去，各风机进出风管采取软连接方式。4.针对机炉瞬时排汽噪声和吹管噪声，首先在设备上着手，在排汽口、吹管末端加装消声器，可取得2030dB(A)的降噪结果。另外，为减少噪声对周边居民的影响，排汽时间必须选择影响最小的时段，避开居民休息时间，并对当地民众发出通告，告知时间及噪声强度，使公众心中有数。5.烟风道设计时，合理布置，流道顺畅，以减少空气动力性噪声；合理选择各支吊架型式，布置合理、降低气流和振动噪声；在烟囱转弯处加装导流板。选用低噪声阀门，必要时加装阀门隔声罩；辐射噪声较高的管道作隔声包扎。6.在厂房建筑设计133、中将值班室与噪声源隔离，值班室设计成隔声间，控制值班室内的噪声满足工业企业设计卫生标准（GBZ1-2002）噪声车间办公室声环境质量的要求，以保护操作控制人员的身心健康。7.物料运输车辆正常行驶时在15m外其噪声值约为75dB(A)，50m外约在5065dB(A)之间，超过交通干线两侧标准限值的要求，对道路附近声环境有一定影响，因此，拟建工程在修建燃料、灰渣道路时注意路面平整，并控制车辆车速，且尽量避免在夜间或者居民休息时间进行燃料和灰渣的运输。另外，针对本项目东北方位置相对空旷的特点，建议吹管时方向定为东北方向，以减轻对项目南侧厂内办公区的影响。在电厂运行中加强运行管理，按时检查设备运行情况134、，减少锅炉排汽次数，为降低吹管噪声对周围环境的影响，应避免在居民休息时间进行吹管和排汽。采用公告制度，明确告知公众机炉瞬时排汽及吹管的时间与噪声强度，使公众心中有数，特殊的公众可提前有所准备，以免发生意外。拟建项目应切实落实好各种噪声环境保护措施，并在日常工作中加强管理，为厂区及周围居民创造出良好的工作、生活环境。综上所述，本工程距离敏感目标500m以上，在采用以上减噪措施后，满足城市区域环境噪声标准（GB3096-93）中1类标准的要求。8.3生态环境保护措施8.3.1环境空气污染防治通过采取空气污染防治措施，使电厂向外环境排放的大气污染物满足总量控制要求，满足现行的排放标准，并使其通过空气135、输送及扩散稀释后，满足环境质量标准的要求。另外，采用的治理措施应在技术上可行、经济上合理。1、烟尘防治本工程新建3x220煤粉锅炉，按已知燃料种类：Aar27.12%，Sar=0.62%，Qnet.ar=23381kJ/kg，除尘器采用布袋除尘器，除尘器效率99.95%。烟囱高度120m，出口内径5000mm，锅炉排烟温度140，脱硫率98%，SO2的排放浓度为31.3mg/Nm，满足火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）中规定SO2的排放不得超过100 mg/Nm。本项目采用技术成熟的高效布袋除尘器，除尘效率大于99%，烟尘出口浓度27mg/m，能保证烟尘排放浓度满足火电厂大气136、污染物排放标准（GB13223-2011）中规定烟尘的排放不得超过30 mg/Nm。2、NOx防治锅炉燃烧时产生的NOx主要有燃料中氮生成的燃料型和空气中氮在高温下与氧反应生成的热力型及很少的快速型三种。本工程拟采用煤粉锅炉，炉后采用SNCR脱硝系统，脱硝效率大于70%，NOx排放浓度小于60mg/Nm，可以满足火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）规定的100mg/Nm要求。3、SO2防治按照环发2003159号关于加强燃煤电厂二氧化硫污染防治工作的通知精神，本期工程必须同步配套建设脱硫设施。目前，世界上燃煤电厂脱硫工艺方法很多，这些方法的应用主要取决于锅炉容量和调峰要求、燃烧137、设备的类型、燃料的种类、含硫量的多少、脱硫率、脱硫剂的供应条件以及电厂的地理条件、副产品的利用等因素。按脱硫工艺在生产中所处的部位不同可采用：A、燃烧前脱硫，如原煤洗选脱硫；B、燃烧中脱硫，如洁净煤燃烧和炉内喷钙；C、燃烧后脱硫，如海水脱硫、电石渣-石膏湿法、干法脱硫等。本项目拟采用电石渣-石膏湿法脱硫，在炉后，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收浆液，也可直接用湿式球磨机将20mm左右的石灰石磨制成吸收浆液。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应后被脱除，最终反应产物为石膏（二水硫酸钙）。脱硫后的烟气经除雾器除去烟气夹带的细小液138、滴后排入烟囱。脱硫石膏浆液经脱水装置脱水后回收。由于吸收浆液的循环利用，脱硫吸收剂的利用率很高。经计算，本工程SO2排放量结果如下：3x220t/h煤粉锅炉SO2排放量排放量单位1台220t/h锅炉3台220t/h锅炉小时排放量t0.0070.021日排放量t0.1540.462年排放量t52.5157.5炉年利用小时数按7500小时计算，平均日运行小时数按22小时计算，炉外脱硫Ca/S摩尔比为1.03，锅炉炉外脱硫效率98%，脱硫电石渣纯度按80%。从脱硫吸收塔排出的石膏浆固体物含量约为15%-20%，石膏浆经石膏水力旋流器浓缩至固体物含量约40%50%后,进入石膏二次脱水装置，经脱水处理后139、的石膏固体物表面含水率不超过10%，脱水石膏送入石膏库中存放待运。水力旋流器分离出来的溢流液一部分经废水旋流器浓缩后进入废水箱作为煤厂喷洒消尘等用，一部分流入滤液池作为吸收塔补充水循环使用。为控制脱硫石膏中Cl-等成份的含量,确保脱硫石膏质量满足用作建筑材料的要求，在石膏脱水过程中设有冲洗装置，用工艺水对石膏进行冲洗。石膏脱水装置滤液、石膏及脱水装置冲洗水均进入滤液池，用滤液泵送回吸收塔利用。4、安装烟气连续监测系统为及时了解和监测电厂烟气污染防治措施运行效果和排放情况，本期工程拟在除尘器的进、出口设置常规烟气采样孔，用来测定除尘器效率；此外，还在烟道上安装一套自动连续监测装置，以监测烟气中S140、O2、NOx及烟尘的排放量、排放浓度以及烟气温度、流速、O2含量、压力、湿度等附带参数。本工程烟气连续监测装置采用1套，烟尘连续监测装置采用2套。8.3.2水污染防治对电厂产生的各项废污水，依据各类废污水的水质特点，采取技术上可行、经济上合理的治理措施后回用于生产。按照“一水多用，节约用水”的原则，优化用水方案，实施统筹的水务管理，最大限度地减少外排水量。详见第六章水处理章节8.3.3灰渣治理详见第六章除灰渣章节8.3.4噪声污染防治本工程将采取以下几方面措施以控制噪声污染：1.主要设备防噪措施（1）尽量选用低噪声设备，在噪声级较高的设备上加装消音、隔音装置；（2）汽轮机、发电机、各种水泵及风141、机均采用减震基底；（3）锅炉排汽口及安全阀、风机入口装设消音器；（4）风机进口风道连接处采用柔性接头，风管上设置补偿器以降低震动噪声；（5）在设备、管道安装设计中，应注意隔震、防震、防冲击。注意改善气体输送时流场状况，以减少气体动力噪声；（6）吹管口设置高压喷注式消音器，吹管时间尽可能避开居民休息时间，并事前公示。2.厂房建筑设计中的防噪措施（1）集中控制室采用双层窗，并选用吸声性能好的墙面材料（2）在结构设计中采用减震平顶、减震内壁和减震地板；（3）汽机、锅炉等大型设备采用独立的基础，以减轻共振引起的噪声；（4）在管道布置、设计及支吊架选择上注意防震、防冲击，以减轻噪声对环境的影响。3.厂区142、总布置中的防噪措施（1）在厂区总体布置中做到统筹规划，合理布局，噪声源集中布置，并尽量远离办公区；（2）对噪声大的建筑物单独布置，与其他建筑物间距适当加大，以降低噪声的影响。8.4地质灾害影响分析根据对该区的构造运动特点、活动断裂、历史地震、强震重复间隔、地震活动带的综合评价。厂址附近2km范围内无活动断裂或发震构造，因此综合分析认为厂址处于相对稳定区，本项目的建设不会诱发地质灾害。依据中国地震动参数区划图（2002）及GB50011-2010建筑抗震设计规范，厂址地带抗震设防烈度为8度，设计基本地震加速度值为0.20g。8.5特殊环境影响本项目拟选厂址区域内无历史文化遗产、自然遗产、风景名胜143、和自然景观等特殊环境，不会造成相关不利影响。9粉煤灰综合利用途径分析9.1粉煤灰的主要用途分析9.1.1 用于生产硅酸盐制品 锅炉所排灰渣生产建材制品是一个很重要的应用途径。生产硅酸盐制品，其掺灰量可达 30%60%。由于锅炉灰渣中氧化钙、氧化镁、氧化铁含量较高，这些成分在物料加热过程中起助剂和发泡作用。粉煤灰综合利用公司利用热供热站的粉煤灰制作加气混凝土砌块和空心砌块，已经积累了一定的经验，并取得了良好的经济效益。 1）生产烧结砖 粉煤灰的化学成份基本上接近于烧陶土制品用的粘土，其氧化铝与氧化铁含量略高，但仍符合烧砖要求范围。用粉煤灰代替部分粘土生产的烧结砖与普通砖相比，抗压、抗折强度相同，144、抗冻性能强，重量约轻 20%相当于粘土空心砖，导热系数小。 用于烧砖的粉煤灰质量要求较低，化学成分无特殊要求。对湿排灰，需将含水率降到 25%以下方可用于烧制粉煤灰烧结砖。 2）生产粉煤灰加气混凝土砌块 粉煤灰加气混凝土是以粉煤灰、石灰、水泥、石膏为主要原料，经铝粉发气等工艺制成的一种多孔新型建筑材料。制做加气混凝土的粉煤灰，可用干灰和湿灰，其质量要求较用于水泥中略低。目前国内已有几十家粉煤灰加气混凝土厂，生产工艺较成熟，产品质量有保证，建厂后各项技术经济指标都先进合理。 3）生产粉煤灰“双免砖” 粉煤灰“双免砖”是目前理想的粉煤灰制砖途径，在配料中水泥用量小、不用粘土，吃灰、渣量在80%以上145、（其原料配比为粉煤灰50%、炉渣32%、水泥5%、添加剂13%），采用免烧、免蒸工艺低温养护法，并且在质量上也得到了可靠的保证。9.1.2 做筑路材料 高等级道路由于是全封闭、全立交，同时，为减小引桥坡度，都要提高道路的标高，从而需要填筑高路堤。采用粉煤灰填筑路堤，在规定的压实度下，其抗压强度不变的情况下，能使路面减薄，从而节省工程造价。锅炉渣筛选出来，可用于生产水泥、铺造人行路和民房房顶，需求量也很大。9.1.3 做水泥与混凝土的混合材料和掺合料 在生产水泥的过程中，为改善水泥性能，调节水泥标号，需掺加一定量的活性混合材料。生产砌筑水泥时，需要大量的活性混合材料。拌制低标号混凝土，也需掺加活146、性混合材料。锅炉灰渣具有较高的火山灰活性，是一种较好的活性混合材料。用425号硅酸盐水泥熟料，掺 20%-40%的灰渣，可以生产出325-425号火山灰水泥，掺 65%-75%的灰渣，可以生产出 175-255 号砌筑水泥。 用粉煤灰作为活性材料生产水泥已有较长的历史，在技术上是成熟的，其水泥水化热低并有较好的抗蚀性，适用于大体积水工混凝土及水工结构、海港工程等。9.1.4粉煤灰陶粒 陶粒是以粘土，泥岩、煤矸石、粉煤灰等为主要原料，经加工粉碎成粒或粉磨成球，再烧胀而成的人造骨料，它是一种外部具有紧硬外壳，表面有一层隔水保气的釉层，内部具有封闭微孔结构的多孔陶质粒状物。陶粒因其具有体轻，强度高，147、隔音，保温，耐火，耐化学侵蚀，抗冻等优良性能，广泛用于保温混凝土，结构保温混凝土，高层结构混凝土，目前，陶粒与陶砂主要用于建筑业上，如预制件有承重及非承重的陶粒砌块、大型墙板、轻质隔墙板，现浇工程有承重或围护、隔热抗震混凝土、农业上用陶砂改良重质泥土和用作无土栽培的基床材料。9.1.5 制成滤料、吸附剂处理废水 新型滤料的开发一直是水处理领域的研究热点。粉煤灰基固体材料多为多孔轻质材料，具有比表面积大、孔隙率高、表面粗糙、吸附能力强、生物降解能力强、易挂膜、挂膜快等优点，目前已广泛应用于水处理工艺中。 以粉煤灰为主要原料与其它材料复配制成粉煤灰基固体材料（如，陶粒、免烧调料等），用于废水处理。148、目前这方面的研究包括将其用作水处理滤料和利用其吸附、混凝等性能处理重金属离子废水、腐殖废水、含磷废水、含氟废水、含油废水、印染废水等。9.1.6 其它利用技术 除上面介绍的内容外，粉煤灰还常被用于农业方面、填充废矿井、捞取漂珠等，粉煤灰的吸附性也已引起专家的重视，近年来随着粉煤灰应用技术研究的不断深入，将为粉煤灰的综合利用提供新的途径。9.2 脱硫副产品综合利用途径分析 湿法烟气脱硫的副产品是含水量小于10的石膏（即CaSO4.2H2O）。电石渣石膏湿法脱硫工艺的副产品（石膏）利用途径广泛,应用领域主要如下：水泥工业、建筑墙纸及装饰纸面石膏板、特种石膏功能材料、特种石膏防火板、粉刷石膏及免烧石149、膏陶瓷制品、纸张喷涂材料、生产自流平地面材料和矿井用砂浆、替代高岭土和方解石生产各种类型的填充材料、各种筑路基材。9.3 本工程综合利用项目本期工程采用湿法脱硫干式除灰，设有粗细灰库，可生产出符合有关标准的成品石膏，直接用于建材工业等附加值较高的项目。建议业主尽快与脱硫石膏合利用单位签订综合利用协议。10劳动安全与职业卫生 10.1热源厂生产过程中产生的危害因素分析10.1.1生产过程中产生粉尘的过程主要是输煤系统在煤的卸车、贮存、运转、破碎及输送过程中产生的煤尘。如煤场碎煤机室、皮带层各转运点等处。10.1.2产生高压、高温的部位有锅炉设备、除尘器、加热器、减压，减温装置及蒸汽管道和锅炉排渣150、等的特殊部位。10.1.3易燃、易爆部位有煤仓间煤尘混合物和点火油系统。10.1.4易产生高空摔跌和挤伤的部位主厂房楼层高大，设备多，尤其转动设备， 根据上述危害性分析，本工程将依据热力项目的劳动安全和工业卫生设计要求，认真贯彻“安全第一、预防为主”的方针，以使本工程达到安全可靠、保障健康、经济合理、技术可行。使不安全因素及不文明生产减少或缩小到最低程度。10.2消防10.2.1建筑物在生产过程中的火灾危险及耐火等级按GB50049-94小型火力发电厂设计规范的规定执行。10.2.2对于易燃场所的电气装置的设计，严格遵守GB1-85爆炸和火灾危险场所电气装置设计规范的规定。10.2.3消防通道151、以主厂房四周环形道路为中心，各生产功能区均单独设环形道路、主道路宽6m，辅助道路宽4.5m，跨越道路的建、构筑物净空高度4.5m。10.2.4消防水栓及器材1）主厂房内按消防规定设环形消防管网、消防水泵，锅炉房的底层、运转层、煤仓间各层、除氧间运转层均设置室内消火栓及消防器材。2）主厂房、贮煤场周围设环形消防管网，并按消防要求设置室外地上式消防水栓。10.3劳动安全10.3.1 防跌落1）厂房地面平整，照明充分。所有沟道，孔、洞与暗井均加盖板。2）在有检修，起吊设施的地方，留有足够的场地和安全起吊距离，并放置围栏与标志。3）所有高于1m的平台和建筑高度超过10m以上的上人屋面，为保障人身安全均152、设置高度1.20m的栏杆及100mm的踢脚护板。10.3.2 防电伤与机械伤害1）电气设备布置满足安全防护距离的要求，并设有必要的隔离防护措施。2）电气装置应有明显标志，防止误进、误操作。3）设置防直击雷和安全接地措施。4）输煤皮带全线设置拉线紧急制动装置。可随地停机，防止人身伤害。5）各路皮带传输设置连锁，设起动警铃，紧急停机按钮，做好起动准备，防止设备距离太远无法监视而误伤。6）危险工作场所应加护栏和明显的警示牌。转动机械外露部分加防护罩。7）压力容器的选择应有足够的耐压等级及容积。锅炉的紧急放水，定期排污等有压力，温度的汽水，均通过扩容器排放，以免烫伤。10.4工业卫生10.4.1防尘输153、煤系统在落煤点设置通风防尘设备；沿皮带及煤仓设水喷雾设施。10.4.2防噪转动机械设消声，减震设施；锅炉排气设消声器；现场设隔音操作室。10.4.3隔热主厂房是热源最集中的车间，必须对管道及设备做好保温，隔热设计，凡介质温度50的均作保温。10.4.4通风锅炉采用露天布置，在炉顶设防雨棚；配电室设局部通风；煤仓间设局部通风换气设备。10.4.5防冻新建主厂房内应设置防冻措施，并设休息室（交接班室）与厕所等。其他生活设施如更衣室，浴室，医疗等均在厂前区考虑建设。10.5防爆措施1）在锅炉汽包、过热器出口联箱、减温减压器、除氧器及抽汽管道上均设有安全阀，超压时对空排放。2）在高温、高压设备及管道上154、均设有必要的温度、压力检测点，进行限值报警，必要时甚至停机。3）锅炉汽包上装有水位计，进行限值报警和保护，并设有水位自动调节系统，以防汽包满水、缺水引起的事故。4）锅炉燃烧、给水系统中的送风机、引风机、给水泵等都设有电器联锁和事故报警，以防炉膛喷火、爆燃和断水等事故。10.6防尘、防毒、防化学危害1）采用高效布袋除尘器及采用炉内脱硫，除去烟气中的粉尘及SO2、NOX，降低烟尘和SO2、NOX的排放量。2）利用1座高150m的烟囱，稀释排放物，降低烟尘和SO2、NOX的落地浓度。以及防止烟气的倒灌。3）在煤场、输煤、除灰系统，按照工业企业设计卫生标准、火力发电厂输煤系统煤尘治理设计技术暂行规定 155、采暖通风与空气调节设计规范的要求，设置必要的除尘设备，采取洒水除尘等措施。4）化水车间、化验室、蓄水池室等场所，按照火力发电厂化学设计技术规程、氯气安全规程、采暖通风与空气调节设计规范等有关规定进行设计。化学水处理车间的酸碱槽置于室外，并设有酸雾吸收器；循环水加氯间设有机械通风设施，及时排除对人体有害气体，确保空气中的SF6含量不超过6000mg/m3。5）脱硫剂的运输、储存、应用等环节均采用密闭操作或实现有组织排放，操作人员配有严密的个人防护用品。10.7防暑与防寒1）在各种控制室人员集中处，设有冷暖空气调节器以改善劳动条件。2）对热力设备、热力管道等做好保温隔热以减少热损失并防治烫伤。3156、）在有毒气体产生的场所如酸碱计量间、化验室和电气控制室等处均设有机械通风设备。10.8防噪声、防震动1）按工业企业噪声卫生标准进行噪声防治，对长期连续性地在高噪声环境中工作的人员，制度工作时间标准和轮换岗制度，按国家行业标准执行。2）各控制室人员集中处，联系工作时间长，建筑上采用隔音、吸声材料，设置双层玻璃窗隔音。3）在送、引风机的吸风管及锅炉对空排汽管等处装设消音器。4）汽水管道的布置和支吊架的设计中将充分考虑减震措施。10.9 抗震厂址地区抗震设防烈度为8度。10.10 其它1）制定各工段的操作规程和管理制度，并进行必要的防爆、防火安全操作教育，严禁无证上岗操作。2）厂部设技术安全科，负责157、全厂安全教育和技术安全监督评比；机、炉、电气运行各设1名安全监督员，以监督全厂安全工作。3）设卫生医疗人员1名，并充分利用公共卫生医疗，发挥当地基础设施的作用11 资源利用11.1原则要求 本工程设计认真贯彻开发与节约并重、合理利用和优化配置资源的要求。11.2能源利用11.2.1项目所在地能源情况当地矿藏较为缺乏，主要能源靠外运供给。11.2.2本工程所耗一次能源来源 本工程锅炉燃料供应商负责装卸、运输等所有环节，直至入库。厂外运输采用汽车运输，脱硫剂亦用汽车运输。目前本项目所需燃煤已与供应商签订协议，详见附件。 锅炉炉燃料及石灰石消耗量计算原则：锅炉年利用小时数按7500小时计算，平均日运158、行小时数按22小时计算，锅炉连续排污率按2%计算，锅炉热效率90%，Ca/S摩尔比为1.03，脱硫装置脱硫效率98%。按上述原则计算的锅炉燃煤及石灰石消耗量如下：表11-1： 3x220t/h煤粉锅炉燃料的消耗量消耗量单位1台220t/h煤粉锅炉3台220t/h煤粉锅炉小时耗量t3090日耗量t6601980年耗量t225000675000表11-2：3x220t/h煤粉锅炉脱硫电石渣的消耗量消耗量单位1台220t/h煤粉锅炉3台220t/h煤粉锅炉小时耗量t0.782.34日耗量t17.1651.48年耗量t585017550电石渣成份及粒度要求如下：Ca(OH)2: 70-85%粒度: 1159、mm11.2.3本工程所耗余气能源来源本工程回收利用电石炉、锻煤炉、兰炭炉厂排出的尾气，采用燃气锅炉生产蒸汽用于发电。由于干气燃料发热值较高，组份中基本为燃料，干气炉相对煤粉锅炉而言，炉胜温度较低，烟气停留时间短，过剩空气系数也较小，锅炉运行实际生成的NOx(热力NOx和燃料NOx)很低；同时，气体燃料中干气几乎不含S或S02，在设计工况，即锅炉在绝大多数运行时间内是100燃烧干气，这时锅炉烟气几乎不含有S02。另外，干气净化后送至锅炉的干气含尘量低于10mgNm3，因此燃气锅炉燃烧生成的烟气中对大气的污染很少，不需要烟气除尘、脱硫等处理系统，就完全可以满足网家规定火电厂大气污染物排放标准GB160、l3223-2003)中第1U时段中的要求。需要指出的是，宁夏兴平精细化工化工剩余的尾气，如果不利用其余热，无论是直接排放还是经过直接燃烧放散，都会对大气造成一定的污染。而经过锅炉燃烧，利用其余热产生蒸汽用于发电后再排放，既达到了节能的目的，又没有增加污染，而且还可以说足对环保事业做出了贡献，因为采用燃煤或其他燃料获得这些电力，必然还要增加新的污染。表11-.2 尾气成分分析项目气体组分单位气体组成备注氢气H2V%21.5甲烷CH4V%2.8一氧化碳COV%62.5碳氢化合物CmHnV%0.8二氧化碳CO2V%11.2氧气O2V%1.0低位发热量QdwKJ/Nm3730711.3土地利用11.161、3.1厂区用地分析本工程位于现有电石厂生产厂区的东北部，厂区地势平坦，无拆迁工作量，有利于项目建设。热电项目规划占地13.3公顷, 占用土地类型为工业用地，不新占农田和林地。11.3.2节约土地的措施为了节约宝贵的土地资源，降低工程造价，在满足各工艺流程合理及电厂安全运行的前提下，本次设计方案尽量减少厂区用地面积，尽量减少用地面积，比如：主厂房布置。各建筑物、构筑物之间的距离在允许的情况下均按火力发电厂设计规程技术规定规定的最小距离控制。通过采取节地措施，市场区用地大大减小，相应的厂区道路面积、厂区的土石方工程量、厂区围墙长度等均减少，说明了经过节地后的总平面布置方案，贯彻了节约用地原则，从而162、不仅获得社会效益，同时也获得了显著的经济效益。11.4水资源利用 本项目为背压热电机组热电联产项目，全厂循环水量大为减少，另外，由于供热蒸汽凝结后的凝结水80%回收，因此，本工程一次水量较小，无论是污水出力厂的中水，还是水库的地表水均能满足使用要求。严格贯彻执行国家节水有关政策和规定，认真执行国家电力公司火电节约用水管理办法（国发电2004476号），加强电厂水务管理、节约用水、减少废水排放量。将节水贯穿规划、设计、施工和生产运行全过程，建立并实行“三同时、四到位”制度，即节水设施必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投运，用水设计到位、节水目标到位、节水措施到位、管理制度到位，真正做到水资源163、节约。11.5建筑材料利用推广使用建筑节能产品和新技术。推广使用建筑节能产品，采用新技术、新材料，建筑围墙、屋面、门窗采用保温节能技术，可提高维护结构的保温隔热性能，对建筑节能有重要意义。建筑维护结构主要包括屋顶、外墙和外门窗三个部分，本工程将要采取的工程措施包括：屋顶采用100厚聚苯乙烯保温板作为建筑屋面保温层，其传热系数、热惰性指标高于相关标准的规定。12节能分析12.1项目所在地能源供应状况分析12.1.1燃料供应情况分析目前本项目所需燃煤已与供应商签订协议，详见附件。本项目交通便利，燃料充足，有保障。12.1.2水源供应情况分析本项目为背压热电机组节能技改项目，采用背压汽轮机机组，全场164、循环水量大为减少，另外，由于供热蒸汽凝结后的疏水80%回收，因此，本工程一次水量较小，规划中的水源供水能力完全满足。12.2项目应遵循的合理用能标准及节能设计规范12.2.1主要相关法律法规和规划1.中华人民共和国节约能源法（主席令第90号）2.中华人民共和国可再生能源法3. 关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知（发改能源2004【864】号）12.2.2管理及设计方面的标准和规范1.工业企业能源管理导则 GB/T 15587-19952.火力发电厂节约能源规定（试行）（能源节能【1991】98号）3.火力发电厂和变电所照明设计技术规定 SDGJ56-19934.电力行业一流火力发电厂考核165、标准（修订版） （电综【1997】577号）5.火力发电厂燃料平衡导则 DL/T606.2-19966.火力发电厂热平衡导则 DL/T606.3-19967.火力发电厂电能平衡导则 DL/T606.4-19968.热电联产项目可行性研究技术规定 （计基础【2001】26号）12.2.3建筑类主要相关标准和规范1.公共建筑节能设计标准 GB50189-20052.绿色建筑评价标准GB/T50378-20063.绿色建筑技术导则(建科【2005】199号)4.空调通风系统运行管理规范 GB50365-200512.3能耗状况和能耗指标分析12.3.1项目技术经济指标及水资源消耗情况根据项目所选用的166、锅炉、汽轮发电机及各辅机设备的效率，经计算可得出本项目运营时，主要经济技术指标和水资源利用情况详见下表：表1：装机方案热经济指标计算结果表序号项 目单位3x220t/h锅炉+3B25-8.83/0.98背压汽轮机平均（额定）1热负荷0.98MPat/h4802B25汽机进汽量t/h205x33B25发电功率KW25000x34B25供汽量0.98MPat/h160x35锅炉直供汽量t/h220x36发电年均标煤耗Kg/KWh0.1737供热年均标煤耗率Kg/GJ39.68 8综合厂用电率%21.009发电厂用电率%1010供单位热量耗厂用电量KWh/GJ5.7311供电年均标煤耗率Kg/KWh167、0.19212年发电量KWh/a56250万13年供电量KWh/a44436.6万14年利用小时数h750015年供热量GJ/a1080万16年耗标煤量t/a525815（不含掺烧尾气）17热化系数118年均全厂热效率%80.4619年均热电比6.7520年节约标煤量t/a285608（与区域供热锅炉房65%热效率比较）21利用尾气节约标煤量t/a210326（按锅炉最大掺烧比例40%）表2：项目综合能耗表序号项 目单 位消耗量折算系数能 耗(吨标煤)备注1耗煤吨5281515258152用水量万立方米12900.0857Kg标煤/立方米110.5533综合能耗合计吨标煤5259264外供电万168、千瓦时562500.1229千克标煤/KWh546125外供汽吨36000002400000*3000/7000/4.1863685766外供能源合计吨标煤4231887年消费能源吨标煤342758年消费尾气立方米8亿12.3.2能耗状况和能耗指标分析从项目技术经济指标表及水资源使用情况可以看出，项目建成运营后主要消耗的资源为原煤，生产及生活用水、厂内各设备用电负荷等：（一）水资源的使用情况本项目补水采用污水处理厂的中水，地表水也可作为水源，南水北调、黄河水两者也均可作为备用水源。（二）燃料资源的使用情况本项目选用高温高压煤粉锅炉，锅炉的燃烧效率可达到90%。按照锅炉及汽轮机设备选型情况计算，169、在设计热负荷的情况下，年耗标煤约为35.1万吨，年节约标煤量约为19万吨。（三）生产及生活用电情况由技术经济指标表可以看出，项目建成运营后，测算后的综合厂用电率约为21%，这些电负荷均由本项目汽轮发电机所发电量提供，不会额外增加项目所在地的电负荷紧张状况。本工程实际年节约标煤455934t/a，根据各用户普遍燃用的原煤折算出年节约原煤694307 t/a，大大减少了SO2、粉尘、灰、渣排放量。按小型锅炉除尘器平均效率为60%，灰、渣比为6：4考虑，减少污染物排放情况如下： 粉尘：9.71万t/a ； SO2 ：0.68万t/a；CO2：173.6万t/a；灰 ：8.71万t/a； 渣 ：5.8170、4万t/a。12.4节能措施和节能效果分析本项目采取湿法脱硫工艺，环保的各项参数都要低于常规能源，不仅每年可节省大量优质煤炭，还有效的降低了污染物的排放，保护了环境。12.4.1节能措施分析一、工艺系统设计中的节能措施1.各工艺专业在系统设计中进行优化，以选择最佳的系统方案，提高全厂热效率，降低厂用电率，节约能源。2.主厂房设计中吸取已建同类工程的成熟经验，优化各工艺系统设计方案，使各工艺系统简洁安全，使厂房布置紧凑合理，节省了管道和压力损失，节省了投资。3.输煤系统配备了必要的入厂、入炉计量装置，水系统在各进排水口装设流量计，便于节能计量和分析，调整运行参数。4.厂区总平面布置中，合理布置生171、产工艺各车间位置，以减少室外管道、沟道和电缆长度。如主厂房布置靠近电力出线方向及热负荷中心，节省电缆长度和管网长度。二、主辅机设备选择中考虑节能的措施1.本期工程采用背压式供热机组，机组所发电量在满足园区各企业用电的要求，大大节约了能源并改善当地环境。2.全厂采用高效节能灯，在同样功率下，光通量较普通光源大，从而达到提高光效和节约能源目的。电动机变压器均采用高效率、低损耗的设备，降低厂用电消耗。3.在各类泵与各种辅机选择上，优先考虑原机械部、电力部推广使用的节能型产品。如电机选用Y系列，风机选用高效风机。4.精心设计工艺系统，合理选择辅机设备容量，避免过大的辅机储备系数，以降低厂用电。5.采用172、全空冷发电机，降低运行成本。6.主变及厂用变采用低耗节能变压器，降低变压器损耗，节省厂用电。7.输料系统结合原煤特点和粒度要求，合理选择破碎系统，节省电耗。8.配电装置布置使供电设备尽量在用电点附近，以减少电能的捐耗。三、材料选择时考虑的节能措施1.管道规格按经济流速法选择。2.保温材料的品种将根据不同的介质温度和设备、管道外型、用途来选择，初步考虑有硅酸铝复合材料、岩棉等，以上材料都具有轻质、保温性能好、施工损失率低等优点，设计时按经济厚度法确定保温厚度。3.根据工艺流程，合理布置厂房及设备，尽量减少管道、电缆长度，既可降低能量损耗，又可节约材料，主厂房内电缆敷设采用架空桥架与电缆隧道相结合173、的方式，使电缆尽可能靠近用电负荷处。4.所有需采暖的建筑，尤其是主厂房，均采用密封性能好的门窗，其围护结构则采用传热系数小、保温隔热性能好，且重量轻的空心砖或轻型砌块，以使各建筑物在冬季减少采暖能耗，在夏季则减少机炉电控制室的空调制冷能耗。5.建筑物尽量考虑天然采光和自然通风，以节省能源。四、节水措施本工程拟采用的节约用水措施及节约的水量如下：1.全厂给水计量控制拟在水源管道上安装水表，用以计量本工程总补给水量及循环水系统补给水量；在综合水泵房化学供水泵、生活给水泵出水管上安装水表，用以计量锅炉补给水处理系统用水量和电厂生活及杂用水量。2.为进一步节水，对电厂的工业废水进行了回收利用，作为杂项174、用水。机泵冷却水回水正常运行情况全部进入冷却塔水池回收利用，以减少循环水系统的一次水补充水量。3.尽量提高循环水系统的浓缩倍数，以减少一次水补充水量。4.建筑物内卫生器具采用分质供水，既厕所大、小便器均使用二次利用水冲刷，以减少一次水用水量。5.为确保回收水水质，对工业废水、含油废水都作了净化处理，使废水尽量利用，并提高了外排水水质。6.为满足环保监控要求，在污水与废水达标排放口亦设置了计量装置。五、节约原材料措施1.厂址附近可供选用原材料情况电厂建设所需建筑材料如水泥、石子、砂子、砖等均可就地取材，运行所需的酸、碱、油、生石灰等均可就近解决，钢材、木材等可由当地采购或外地购进。2.节约原材料175、的措施2.1本期工程主厂房结构经方案比选，以采用现浇钢筋砼结构最为经济合理，它比钢结构、外包钢结构明显节约钢材，与装配式钢筋砼结构相比，两者工期相近，但现浇结构整体性能好，抗震能力强，可大大减少预制装配所需的场地，减少了征、租地，且可节省大量接头的埋件，因此，采用现浇钢筋砼结构较为经济合理。2.2主厂房围护结构凡有条件的地方均采用节能保温轻质砌块，改变了以往发电厂围护结构采用大型墙板的传统作法，节省了钢材、水泥、减少了预制场地，也方便了施工。更重要的是支持了综合利用，减少了占用场地，而且保温性能好，还实现了节能。2.3经过对主厂房等建（构）筑物地基各持力层的比较，合理选用最佳持力层，采用天然地176、基，减少基础工程量，缩短建设工期。六、节油、节煤措施本工程采用高温高压煤粉锅炉配置背压式供热机组，锅炉设高效率的布袋除尘器和湿法脱硫装置，属于节能型、环保型、效益型电厂。不但避免了烟尘对当地环境的污染，而且符合“经济循环发展”的要求，同时也节约了能源。七、建筑节能措施近年来建筑节能技术已成为全世界关注的热点，建筑能耗占社会总能耗的30%45%。我国建筑能耗已占社会总能耗的20%25%，正逐步上升到30%。因此建筑节能是目前节能领域的当务之急。建筑物自身的节能主要是从建筑设计规划、维护结构、遮阳设施等方面考虑。（一）节能建筑规划设计根据建筑功能要求和当地的气候参数，在总体规划和单体设计中，科学合177、理地确定建筑朝向、平面形状、空间布局、外观体型、间距、层高、选用节能型建筑材料、保证建筑外维护结构的保温隔热等热工特性及对建筑周围环境进行绿化设计，设计要有利于施工和维护，全面应用节能技术措施，最大限度减少建筑物能耗量，获得理想的节能效果。1.建筑朝向和平面形状在建筑物内布置空调房间时，尽量避免布置在东西朝向的房间及东西墙上有窗户的房间以及平屋顶的顶层房间。2.合理规划空间布局及控制体型系数对于依靠自然通风降温的建筑，空间布局应比较开敞，开较大的窗口以利用自然通风。而对设有空调系统的建筑，其空间布局应十分紧凑，尽量减少建筑物外表面积和窗洞面积，这样可以减少空调负荷。3. 绿化对节能建筑的影响绿178、化对区域气候条件起着十分重要的作用，它能调节改善气温，调节碳氧平衡，减弱温室效应，减轻厂区的大气污染，减低噪声，遮阳隔热，是改善厂区微小气候，改善建筑室内环境，节约建筑能耗的有效措施。（二）增强建筑维护结构的保温隔热性能改善建筑的保温隔热性能可以直接有效地减少建筑物的冷热负荷。我国采暖通风和空气调节设计规 范（GBJ42）对空调建筑外维护的传热系数作了规定，对舒适性空调的最大传热系数规定为0.91.3，可采用玻璃棉、聚苯乙烯板、加气混凝土等保温材料，也可采用双玻璃、顶层架空隔热层等空气间层起隔热作用。 1.外墙使用环保、节能型建筑材料，隔离太阳辐射热2.门窗的节能技术措施尽量减少门窗的面积，设179、置遮阳设施，提高门窗的气密性，尽量使用新型保温节能门窗八、节能监测进一步建立健全各项能源管理制度，按照GB/T15316节能监测技术通则的要求配备齐全精确的计量器具，对本工程进行有效的监测，具体如下：1.设立能源管理机构2.完善能源管理制度3.加强能源计量器具管理4.节能监测电厂内配备比较齐全的能源监测器具，为生产管理和节能工作提供依据。电厂目前主要耗能设备有燃煤锅炉及各岗位电机，主要耗能设备操作人员均经过培训合格持证上岗，日常运行记录内容明确、清楚。主要耗能设备安装有监控系统，保证安全运行。需要计量的能源主要包括水、电、蒸汽、燃料煤、原料等。目前在能耗计量和监测方面配备的计量器具和仪表主要有180、：（1）用于燃料计量的电子地衡。（2）用于耗电计量的电能表，分布在全厂各控制室及配电室内。（3）用于耗水计量的水表，分别置于原水入口、除盐水进出口、工业水及生活用水管道上。（4）用于蒸汽计量的涡街流量计。（5）各种压力表、温度表。电厂具备比较完善的能源统计体系，内部的能源统计工作达到科学、准确、简明的要求，能够及时汇总和上报当月的能耗数据，为能源和生产管理提供依据。企业综合能耗按主要生产系统、附属生产系统划分并分别统计，企业总综合能耗是两个系统综合能耗的总和；燃料、电的折标系数按统计标准进行计算，企业综合能耗指标的制定和考核能够规范进行，达到科学准确的目的。生产管理部门分别制定各用能单位、部分181、主要耗能设备和工序的能源消耗定额，对实际用能进行计量、统计和核算。该项目能源管理制度、计量器具管理、能源统计管理均执行原有制度，新项目能源消耗新上项目新增计量器具，确保计量的准确性。12.4.2节能效果分析1.本工程设计执行了国务院国发200628号国务院关于加强节能工作的决定及“发改能源2004 864号”文规定的节能方针和政策，符合国家节能降耗的有关规定。2.节能降耗措施的有效性及合理性本工程为热电联产项目，节能和环保效益明显，在各工艺系统设计中，采取了一系列节电措施后，可取得较好的节能效果，有效地提高电厂的经济性。通过这些措施的实施，本工程的厂用电率较低。本工程在环保、节水、占地等方面都182、采取了相应措施，从而达到了较好的水平。锅炉烟尘排放浓度SO2的排放浓度均满足火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）要求；工业废水和生活污水全部排入污水处理站处理回用或达标排放。13人力资源13.1编制依据根据国家电力公司文件国电人劳199894号关于颁发火力发电厂劳动定员标准（试行）的通知，实行新的定员标准。定员为100人。13.2 生产人员80人13.2.1 机组运行36人1）集控室值班12人2）脱硫人员8人3）化学人员8人4）除灰人员8人13.2.2 机组维修28人1）热机人员12人2）电气人员8人3）热控人员4人4）脱硫人员4人13.2.3 燃料系统16人1）燃料运行8人2183、）燃料检修4人3）燃料管理4人13.3 其他人员 20人13.2人员培训热电站许多设备是特种设备，要求操作人员具备特种作业知识与技能，故在相关人员上岗操作前，一定要接受培训，取得国家安全生产监督管理部门颁发的特种作业许可证后，方可上岗作业。培训应能达到以下目的：明确职责，掌握劳动技能，熟悉工艺流程、操作规程和各项安全制度。培训期3个月。设备安装阶段安排部分维修与操作人员提前介入，参与设备安装工作，掌握各种设备的性能和维修保养技术，确保项目顺利投产，安全高效运行。14项目实施条件及建设进度及工期14.1工程实施条件14.1.1施工单位设备安装及主厂房土建施工应由电力专业队伍承担，附属辅助建筑土建184、可由当地建筑队伍解决。施工单位应具备的条件：本工程采用招标方式，确定施工单位。根据招投标有关规定，施工单位应具有下列资格：（1）必须持正式营业执照，并具有承担25MW及以上机组建筑安装施工的资质；（2）具有被授予合同的资格，并具有足够的资源和能力来有效地履行合同。（3）施工单位应具备相应的施工机械、加工配套设施及技术力量。14.1.2施工总平面布置原则：（1）施工总平面布置是根据厂区总平面布置、火电工程施工要求、工程量、厂区交通、地质条件等因素加以综合考虑的。（2）施工场地的布置按布局合理紧凑、节约用地、便于施工的原则，并满足施工生产要求和有利于管理的需要来进行。（3）合理组织交通运输，保证各185、个施工阶段都交通方便、运输通畅，尽量避免二次搬运和反向运输。（4）按施工流程划分施工区域，从整体考虑，保证各专业和各工种之间互不干扰、便于管理。14.1.3施工场地在厂区南侧空地可作为施工场地。141.4设备材料供应及运输主要设备、个别件及三材可由拖车或汽车经公路运至现场。14.1.5其它施工条件施工用水由厂内自来水供水管网供给。施工电源依托园区电源相接。施工通讯依托园区通信解决。项目立项批准后，可按基建程序进行科研，初步设计及施工图设计。14.2施工组织构想根据具体情况及施工技术力量，按照火力发电厂工程施工组织设计原则安排实施进度如下：2个月完成项目的前期工作。6个月完成现场勘探、测量、工程186、设计、主要设备招标采购及三通一平工作。5个月完成主要土建工程施工工作，并对工程所需辅助设备、材料按轻重缓急安排订货。4个月完成主要设备安装工作，2个月完成调试、试运行。项目总计工期约为15个月。施工进度表序号 时 间项 目月份累加1234567891011121314151项目前期工作2施工图准备及设计3土建工程施工4设备安装5调试及投产15 投资估算15.1投资估算15.1.1工程概况本工程为新建项目，建设方案为新上3220t/h高温高压煤粉掺烧尾气锅炉配套3B25背压式汽轮机组。本工程由热力系统、燃料供应系统、除灰渣系统、化学水处理系统、供水系统、热控系统、电气系统和必要的附属生产设施以及187、厂外单项工程组成。设计范围：本工程投资包括厂区内扩建工程及配套的电力接入系统的建设。15.1.2编制依据编制方法执行国家发改委2007年发布的火力发电工程建设预算编制与计算标准。项目及费用性质划分：根据中华人民共和国发展和改革委员会发布的2007年版火力发电工程建设预算编制与计算标准进行项目及费用性质划分。工程量：根据设计人员提供的设备材料清册及建安工程量。定额选用：执行中国电力企业联合会2007年11月9日发布实施的电力建设工程概算定额（2006年版）：第一册 建筑工程、第二册 热力设备安装工程、第三册 电气设备安装工程；中国电力企业联合会2007年2月8日发布实施的电力建设工程预算定额（2188、006年版）：建筑工程、热力设备安装工程、电气设备安装工程、加工配制工程、调试工程；电力工程造价与定额管理站2009年11月6日发布实施的电力建设工程概预算定额（2006年版）补充本。取费标准：执行中电联技经2007139号文发布的2007年版火力发电工程建设预算编制与计算标准。设备价格：三大主机价格按照市场行情近期参照同类型工程订货价价格计列，其他设备价格：根据近期同类型工程订货价或市场询价。三大主机设备运杂费率：按0.5计取；主要设备运杂费率：按0.7计取；其他设备运杂费率：按3.7计取。材料价格及机械费调整建筑材料：采用电力建设工程概算定额北京地区2006年价格，对主要材料预算价格与当地189、现行建筑材料市场信息价格比较计取价差，价差计取税金，计入总估算表。装置性材料：采用发电工程装置性材料综合预算价格（2006年版），对部分主要材料与火电工程限额设计参考造价指标（2011年水平）实际材料价比较计取价差，价差计取税金，计入总估算表。人工费调整工资性津贴调整：电定总造200712号文关于公布各地区工资性补贴的通知，列入各单位工程。人工费价差调整：定额201139号文关于调整电力建设工程人工工日单价标准的通知，计入总估算表。材机费调整安装工程材机费调整执行电力工程造价与定额管理总站文件定额20122号文“关于发布发电安装工程概预算定额价格水平调整系数的通知”，对发电安装工程定额材料与机190、械费进行调整，价差计取税金，计入总估算表。建筑工程机械费调整执行电力工程造价与定额管理总站文件定额20135号文“关于发布电力建设建筑工程概预算定额2012年度施工机械价差调整的通知”，对发电建筑工程定额机械费进行调整，价差计取税金，计入总估算表。15.1.3工程投资情况本项目计划总投资49347万元，单位投资6580元/千瓦。本工程静态投资47025万元，单位投资6270元/千瓦，其中：建筑工程投资10661万元，设备购置投资24767万元，安装工程投资6214万元，其他费用投资5383万元。建设期利息1209万元，铺底流动资金513万元，电力并网600万元，厂外热力网工程0万元，综合利用工191、程0万元。具体投资情况见附表：表一总估算表表二设备购置及安装工程估算表表三建筑工程估算表表四其他费用表01总估算表表一 金额单位:万元序号工程或费用名称建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用金额各项占比单位投资123456779一热电厂工程厂内外生产工程热力系统50821307435932174946.252900燃料供应系统14845074720384.33272除灰系统4385655710602.25141化学水处理系统3166439410532.24140供水系统186176894510.9660电气系统106240271832266.86430热工控制系统67635310292.191192、37附属生产工程772188219812.09131小 计83841823149723158767.174212厂内外单项工程交通运输工程3000304地基处理00000生活福利工程1000010013烟气在线监测装置02002222230炉后脱硫装置46223102773049407烟气脱硝装置80540264835314709小 计1397653678287151162其它费用和材料价差880460314444849.54598合 计1066124767621431444478695.245971基本预备费5%223922394.76299特殊项目000热电厂工程静态投资106612476193、762145383470251006270各项费用占总计%22.6752.6713.2111.45100各项费用单位投资元/千瓦142133028297186270价差预备费00建设期利息1209161热电厂工程动态投资482346431铺底流动资金51368热电厂工程计划总投资487476500二电力并网工程60080三厂外热网工程00四综合利用工程00五热电联产项目计划总投资49347658002设备及安装工程概算表表二 金额单位:万元序号工程或费用名称建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用金额技术经济指标单位数量指标一热电厂工程厂内外生产工程热力系统13074359316667锅炉机组8194、300189510195锅炉本体含制粉645014197869台326230000风机30631337套31123333除尘装置12301231353套34510000烟风煤管道243243吨2818648锅炉其它附机31479393汽轮发电机组47193295048汽轮发电机本体29401473087套310290000汽轮发电机附机55533588套31960000除氧给水装置960961056套33520000汽轮机其它附机26453317汽水管道554554t25521725厂区热网5588143热网设备安装55661热网管道8282m3002733保温油漆及炉墙砌筑727727热力系195、统保温油漆342342立方20481670炉墙砌筑360360立方15402338热网系统保温油漆2525立方燃料供应系统50747554输煤系统44545490卸煤系统15616172皮带上煤系统18919208碎煤机室9810108水力清扫系统202石灰石储备输送系统40444燃气点火系统22224除灰系统5655762202设备及安装工程概算表表二 金额单位:万元序号工程或费用名称建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用金额技术经济指标单位数量指标化学水处理系统64394737锅炉补给水系统57474648除盐预处理系统57429603厂区管道4545t4510000循环水处理系统1211196、3加药系统12113旁滤阻垢系统000给水炉水校正系统57562炉内加药12113给水加胺12113汽水取样33336保温油漆1414供水系统17689265循环水系统12945174循环水设备12919148压力水管道2626m2001300补给水系统151833深井泵000补给水系统151833m生活消防水系统322658m电气系统24027183120发电机电气与引出线9655151发电机电气出线间9610106发电机引出线4545主变压器系统67367740主变压器67367740配电装置1210121495110KV配电装置4504549510kV配电装置76076836主控及直流系197、统12513138主控制室65772直流系统6066602设备及安装工程概算表表二 金额单位:万元序号工程或费用名称建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用金额技术经济指标单位数量指标厂用电系统25540295厂用变压器72779主厂房用电系统14017157燃烧系统厂用电202除灰系统厂用电202水处理系统厂用电202供水系统厂用电202附属系统厂用电202行车滑线88设备及构筑物照明33841全厂电缆及接地413413m35000118通讯系统43952柴油发电机组000监控系统000热工控制系统6763531029主厂房热工控制63370703辅助车间热工控制43548电缆及辅助设施278198、278m7000040MIS系统000附属生产系统18821209厂内外单项工程65367827318交通运输工程000地基处理000生活福利工程000烟气在线监测装置20022222炉后脱硫装置23102772587烟气脱硝装置4026483450903建筑工程概算表表三 金额单位:万元序号工程或费用名称建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用金额技术经济指标单位数量指标一热电厂工程厂内外生产工程热力系统50825082主厂房本体及设备基础42024202主厂房本体38153815m3147793258锅炉基础180180座3600000锅炉附属设备基础2727套390000汽轮发电机基础12199、0120座3400000汽机附属设备基础6060套3200000除尘排烟系统858858除尘器建筑144144座3480000引风机基础及支架2424座380000烟囱600600m15040000烟道6868m1046538空压机房00m2除尘器控制室2222m21601375厂区热网系统建筑2222m300733燃料供应系统14841484煤场系统11221122地下煤斗6969m31188581干煤棚883883m212000736储煤场170170m2输煤系统2742741#输煤栈桥6868m66103032#输煤栈桥128128m11011636转运站及碎煤机室7878m324193200、22附属建筑7171推煤机库5555m2地磅房1616m2燃气点火系统1717泵房55m2气罐基础及管沟121203建筑工程概算表表三 金额单位:万元序号工程或费用名称建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用金额技术经济指标单位数量指标除灰系统438438水处理系统316316化学水处理系统316316化学水处理室255255m313190193室外构筑物5555m32500220室外沟道66m供水系统186186循环水系统121121机械通风冷却塔基础6565m2循环水沟22m循环水泵房5454m32376227补给水系统6565综合泵房1515m3消防及补充水管道1010综合水池4040m3201、2000200电气系统106106控制系统建筑00主控制楼00m3天桥00m变配电系统建筑106106110KV配电装置8585m310KV配电装置00m3主变基础2121座柴油发电机室00m3附属生产系统772772辅助生产工程2020检修车间2020m2350571附属生产工程134134综合办公楼100100m210001000材料库2020m235057103建筑工程概算表表三 金额单位:万元序号工程或费用名称建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用金额技术经济指标单位数量指标自行车棚11汽车库1010m2警卫收发室33联合水泵房00m3厂区性建筑612612厂区平整120120m338202、39031厂区道路221221m318341120围墙及大门4545m21800250厂区沟道7272m800900厂区绿化6464m22879222厂区排水道9090m1500600厂区临时工程66施工电源33施工水源33施工道路00厂内外单项工程13971397交通运输工程3030地基处理00生活福利工程100100倒班宿舍100100m21200833食堂和文体中心00m2浴室和换热站00m2烟气在线监测装置00炉后脱硫装置462462脱硝装置80580504其他费用概算表表四 金额单位:元序号工程或费用名称编制依据及计算说明合价（元）一建设场地征用及清理费287.92亩1.5万元/亩4203、318853二项目建设管理费115190081建设项目法人管理费(建筑工程费+安装工程费)3.1%52312502招标费(建筑工程费+安装工程费+设备购置费)0.38%15823963工程监理费(建筑工程费+安装工程费)2.26%38137504设备监造费全厂设备购置费0.36%891612三项目建设技术服务费60696351项目前期工作费勘察设计费14.5%5800002设备成套技术服务费设备购置费0.3%7430103勘察设计费40000004设计文件评审费1560005项目后评价费(建筑工程费+安装工程费)0.15%2531256工程建设监督检测费(建筑工程费+安装工程费)0.2%337204、5007电力建设标准编制管理费勘察设计费1.5%08电力工程定额编制管理费(建筑工程费+安装工程费)0.12%0四分系统调试及整套启动试运费29811481分系统调试费调试定额24714152整套启动试运费509733燃煤费(750000.192+1232.8839.68)2400.2130.922977997燃油费18084701524600其他材料费装机容量(MW)3000元/kW225000厂用电费发电机容量厂用电率试运购电小时购电价格1038744调试费调试定额1921944售出电费发电机容量系数0.75带负荷试运小时售电价格-2473200售出蒸汽费售出蒸汽吨数售热价格-489759205、1脱硫装置整套启动试运费192239五生产准备费55967701管理车辆购置费设备购置费0.6%14860202工器具及办公家具购置费(建筑工程费+安装工程费)0.5%10125003生产职工培训及提前进厂费费(建筑工程费+安装工程费)3.06%3098250六大件运输设施费150000七环评、安评等800000 小 计3143541415.2投资计划与资金筹措本工程建设期15个月，第2年下半年投产，投产当年生产负荷50%，达产期内生产负荷100%。投资筹措见附表16-2投资计划与资金筹措表和附表16-3流动资金估算表，建设资金来源如下：自筹资金：本项目资本金24673万元，占项目计划总投资的206、50，其中：用于固定资产建设投资24160万元，铺地流动资金513万元。项目法人以人民币现金出资。项目资本金与总投资的差额部分由企业申请银行贷款解决。债务资金：本项目长期借款24674万元。长期借款本金23465万元（金融机构人民币贷款基准利率，五年以上6.55%）。建设期利息借款1209万元；向国内商业银行长期贷款，等额还本付息，贷款偿还期为7年，宽限期为2年。流动资金借款1197万元（金融机构人民币贷款基准利率，一年6.0%，作为项目运营资金，不计入计划总投资）。16 财务分析16.1 设计依据及范围本项目的财务评价主要依据是：建设项目经济评价方法与参数(第3版) 本财务评价计算范围：热电207、厂将蒸汽送至用户，将电量售给地区电业局，交接点为变电站接口。热电厂与热力网为同业主，电力接入系统由当地供电部门投资，同步建设。故对项目的财务评价采用“捆”在一起进行。计算结果详见“附表16-1主要经济数据与评价指标表”。16.2 财务评价总成本估算总成本费用见附表16-4总成本费用估算表，平均年总成本为12847万元。成本估算如下：燃标煤总量为525815万t，其中：燃标煤315489万t，价格170元/t；掺烧尾气210326万t，无偿提供。年耗水292.5万t，水价2.7元/t；增加定员100人，人均工资4.8万元/年（不含五险一金）。修理费和其他材料费合计按固定资产价值的4.5%。其他经208、营管理费用按同类工程估算。固定资产折旧采用直线法，折旧年限为15年，残值为4%，计算材料及其它费用参照同类企业，无形资产摊销年限为10年，递延资产摊销年限为5年。销售收入及销售税金本评价按照含税电价0.458元/kWh（增值税税率17），外供蒸汽120元/t。项目投产后可实现年平均销售收入为56924万元。增值税率电为17%，热为13%，城建税及教育费用附加为增值税的5%、5%，销售税金及附加为695万元，增值税6953万元。详见附表16-5销售收入及销售税金表根据国务院令第538号，中华人民共和国增值税暂行条例和财政部、国家税务总局令第50号中华人民共和国增值税暂行条例实施细则的相关规定，该209、项目采购固定资产发生的增值税可凭发票从销项税额中抵扣，按概算中设备购置费总价，税率按17%计算。利润及还本付息计算利润计算详见附表16-6利润及利润分配表，平均年利润总额为43382万元，年税后利润为32537万元，平均年息税前利润为43723万元。所得税率为25%，年均12847万元。贷款偿还期为7年（建设期15个月）。经计算总投资收益率为86.5%，资本金净利润率为131.87%。清偿能力分析本项目资产负债率较低，并呈逐年下降趋势，各年流动比率和速动比率都较高。从资金来源与运用估算表可以看出各年资金收支保持平衡且有盈余。由此看出该项目抗风险能力较强。见附表14-9资产负债表。盈利能力分析从210、附表16-7项目投资现金流量表和16-8项目资本金投资现金流量表中可知所得税前财务内部收益率（全部投资）88.31%，投资回收期2.74年（含建设期），财务净现值364713万元，所得税后财务内部收益率（全部投资）68.94%，财务净现值268650万元，投资回收期2.97年（含建设期）；所得税前财务内部收益率（资本金）为120.12%，项目内部收益率较高，投资回收期较短。不确定性分析经过对价格、投资、成本、产量4个因素在10%30%变化幅度下单因素敏感性分析，从附表16-12敏感性分析表中可看出价格因素最敏感，其余因素次之。综上所述，本项目在财务上是可以接受的。附表：附表161主要经济数据指211、标汇总表附表162投资计划与资金筹措表附表163流动资金估算表附表164总成本费用估算表附表165销售收入及销售税金表附表166利润和利润分配表附表167现金流量表(全部投资)附表168现金流量表(自有资金)附表169固定资产投资借款还本付息表附表1610资产负债表附表1611财务计划现金流量表附表1612单因素敏感性分析表附表16-1主要经济数据及评价指标表序号项 目单位数据备注I经济数据1项目总投资 万元50544 其中：计划总投资 万元49347 2建设投资 万元47625 3建设期利息 万元1209 4流动资金 万元1711 其中：铺底流动资金 万元513 5资金筹措 万元50544 212、其中：债务资金 万元25871 项目资本金 万元24673 资本金比例 %50.00%6年平均营业收入 万元56924 7年平均营业税金及附加 万元695 8年平均总成本费用 万元12847 9年平均利润总额 万元43382 10年平均所得税 万元10846 11年平均净利润 万元32537 12年平均息税前利润 万元43723 13年平均增值税 万元6953 II财务评价指标1总投资收益率 %86.50%2项目资本金净利润率 %131.87%3项目投资财务内部收益率(所得税前) %88.31%4项目投资财务净现值(所得税前) 万元364713 Ic=8%5项目投资回收期（所得税前） 年2.7213、4 6项目投资财务内部收益率(所得税后) %68.94%7项目投资财务净现值(所得税后) 万元268650 Ic=8%8项目投资回收期（所得税后） 年2.97 9项目资本金财务内部收益率 %120.12%10盈亏平衡点（生产能力利用率） %14.98%附表16-2项目总投资使用计划与资金筹措表单位：万元序号项 目合计12341总投资5054433875158148550人民币50544338751581485501.1 建设投资47625333381428800人民币476253333814288001.2 建设期利息(含其他融资费用)120953867100人民币1209538671001.214、3 流动资金171108558550人民币1711085585502资金筹措50544338751581485502.1项目资本金246731691275052570 用于建设投资2416016912724800人民币2416016912724800 用于流动资金51302572570人民币51302572570用于建设期利息(含其他融资费用)00000人民币00000其中：注册资金246731691275052570 资本金占总投资的比例50%2.2长期借款2587116963830959902.2.1 建设投资借款2346516426704000人民币长期借款一23465164267040215、00人民币长期借款二000002.2.2 流动资金借款119705995990人民币1197059959902.2.3 建设期利息借款120953867100人民币1209538671005附表16-3流动资金估算表单位：万元序号项目最低周转天数周转次数计算期12345678910111流动资产1.1 应收账款60609611922192219221922192219221922192219221.2 存货04839659659659659659659659659651.2.1 原材料(含外购件等)000230460460460460460460460460460盐酸9040918181818216、1818181818纯碱904019373737373737373737点火油904060120120120120120120120120120脱硫剂90404999999999脱硝液氨9040121242242242242242242242242242催化剂904017333333333333333333 G0000000000000 辅助材料及外购件103600000000000其他材料1.2.2 燃料0223446446446446446446446446446标煤30120223446446446446446446446446446 重油00000000000001.2.3 在产品13217、600152929292929292929291.2.4 产成品13600153030303030303030301.3 现金3012082164164164164164164164164164 预付账款小计015253051305130513051305130513051305130512流动负债06701340134013401340134013401340134013402.1 应付账款6060670134013401340134013401340134013401340 预收账款3流动资金08551711171117111711171117111711171117114流动资金当期增加218、额0855855000000005流动资金借款额05991197119711971197119711971197119711976流动资金借款利息0367272727272727272727自有流动资金0257513513513513513513513513513附表16-3流动资金估算表单位：万元序号项目最低周转天数周转次数计算期12131415161718192021221流动资产1.1 应收账款606192219221922192219221922192219221922192219221.2 存货9659659659659659659659659659659651.2.1 原材料(含外219、购件等)00460460460460460460460460460460460盐酸9041818181818181818181818纯碱9043737373737373737373737点火油904120120120120120120120120120120120脱硫剂90499999999999脱硝液氨904242242242242242242242242242242242催化剂9043333333333333333333333 G0000000000000 辅助材料及外购件103600000000000其他材料1.2.2 燃料44644644644644644644644644644644220、6标煤3012446446446446446446446446446446446 重油00000000000001.2.3 在产品136029292929292929292929291.2.4 产成品136030303030303030303030301.3 现金3012164164164164164164164164164164164 预付账款小计305130513051305130513051305130513051305130512流动负债134013401340134013401340134013401340134013402.1 应付账款60613401340134013401340221、134013401340134013401340 预收账款3流动资金171117111711171117111711171117111711171117114流动资金当期增加额000000000005流动资金借款额119711971197119711971197119711971197119706流动资金借款利息72727272727272727272727自有流动资金5135135135135135135135135135131711附表16-4总成本费用估算表(要素成本法)单位：万元序号项目合计1234567891011运营负荷0%50%100%100%100%100%100%100%10222、0%100%100%1外购原材料费3221707861572157215721572157215721572157215722外购燃料及动力费109168026635325532553255325532553255325532553253职工薪酬98400240480480 480 480 480 480 480 480 480 4修理费31259076215251525 1525 1525 1525 1525 1525 1525 1525 5其它费用30441074214851485 1485 1485 1485 1485 1485 1485 1485 6经营成本21292505193103223、8710387 10387 10387 10387 10387 10387 10387 10387 7折旧费429850138727732773 2773 2773 2773 2773 2773 2773 2773 8摊销费4590428383 83 83 83 0 0 0 0 9利息支出6992070716881365 1042 718 395 72 72 72 72 其中：流动资金借款利息14730367272 72 72 72 72 72 72 72 长期借款利息5519067116161293 970 646 323 0 0 0 0 短期借款利息00000000000010不予抵扣或退224、税的税额00000000000011总成本费用26336107328149311460814285139621363813232132321323213232其中：可变成本14138503448689768976897689768976897689768976897 固定成本12197603880803477117388706567416335633563356335附表16-4总成本费用估算表(要素成本法)单位：万元序号项目1213141516171819202122运营负荷100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1外购原材料费15721572225、1572157215721572157215721572157215722外购燃料及动力费532553255325532553255325532553255325532553253职工薪酬480 480 480 480 480 480 480 480 480 480 480 4修理费1525 1525 1525 1525 1525 1525 1525 1525 1525 1525 1525 5其它费用1485 1485 1485 1485 1485 1485 1485 1485 1485 1485 1485 6经营成本10387 10387 10387 10387 10387 10387 10226、387 10387 10387 10387 10387 7折旧费2773 2773 2773 2773 2773 2773 0 0 0 0 0 8摊销费0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 9利息支出72 72 72 72 72 72 72 72 72 72 72 其中：流动资金借款利息72 72 72 72 72 72 72 72 72 72 72 长期借款利息0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 短期借款利息0000000000010不予抵扣或退税的税额0000000000011总成本费用132321323213232132321323213232104581045810458227、1045810458其中：可变成本68976897689768976897689768976897689768976897 固定成本63356335633563356335633535623562356235623562附表16-5营业收入、营业税金及附加估算表单位：万元序号项目年序1234567891011负荷0%50%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1营业收入0284625692456924569245692456924569245692456924569241.1售电08687173751737517375173751737517375173751228、737517375单价元391391391391391391391391391391391数量kkwh0222183444366444366444366444366444366444366444366444366444366销项税额17%014772954295429542954295429542954295429541.2供热019775395503955039550395503955039550395503955039550单价元36.6236.6236.6236.6236.6236.6236.6236.6236.6236.6236.62数量t05400000108000001080000229、010800000108000001080000010800000108000001080000010800000销项税额13%025715141514151415141514151415141514151411.300000000000单价元00000000000数量t00000000000销项税额13%000000000002营业税金及附加03486956956956956956956956956952.1 营业税0%000000000002.2 消费税2.3 城市维护建设税5%01743483483483483483483483483482.4 教育费附加5%01743483483483230、48348348348348348二增值税估算表1产出销项税额040488095809580958095809580958095809580952运营投入进项税额05711142114211421142114211421142114211423运营增值税034766953695369536953695369536953695369534固定资产进项税额251910800000000005待抵扣固定资产进项税额25193599123000000006可抵扣固定资产进项税额03476123000000007实交增值税00683069536953695369536953695369536953三补贴231、收入1补贴收入合计2 财政补贴3 增值税即征即退4 其它附表16-5营业收入、营业税金及附加估算表单位：万元序号项目年序1213141516171819202122负荷100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1营业收入56924569245692456924569245692456924569245692456924569241.1售电1737517375173751737517375173751737517375173751737517375单价元391391391391391391391391391391391数量kkwh4443664443232、66444366444366444366444366444366444366444366444366444366销项税额17%295429542954295429542954295429542954295429541.2供热3955039550395503955039550395503955039550395503955039550单价元36.6236.6236.6236.6236.6236.6236.6236.6236.6236.6236.62数量t108000001080000010800000108000001080000010800000108000001080000010800000233、1080000010800000销项税额13%514151415141514151415141514151415141514151411.300000000000单价元00000000000数量t00000000000销项税额13%000000000002营业税金及附加6956956956956956956956956956956952.1 营业税0%000000000002.2 消费税2.3 城市维护建设税5%3483483483483483483483483483483482.4 教育费附加5%348348348348348348348348348348348二增值税估算表1产出销项税额8234、09580958095809580958095809580958095809580952运营投入进项税额114211421142114211421142114211421142114211423运营增值税695369536953695369536953695369536953695369534固定资产进项税额000000000005待抵扣固定资产进项税额000000000006可抵扣固定资产进项税额000000000007实交增值税69536953695369536953695369536953695369536953三补贴收入1补贴收入合计2 财政补贴3 增值税即征即退附表16-6利润及利润235、分配估算表单位：万元序号项目年序1234567891011合计0%50%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1营业收入11669480284625692456924569245692456924569245692456924569242营业税金及附加1425303486956956956956956956956956953总成本费用263361073281493114608142851396213638132321323213232132324营业利润889334020786412984162141944422674259142997429974299742236、9975补贴收入0000000000006利润总额8893340207864129841621419444226742591429974299742997429977弥补以前年度亏损00000000008应纳税所得额8893340207864129841621419444226742591429974299742997429979所得税2223340519710324104051048610567106481074910749107491074910净利润66700101559030973312163145831701319433224832248322483224811期初未分配利润1403237、141907615738139110136312372312095011817611540312可供分配的利润255965101559045004731229303111309213330615597115319815042414765113提取法定盈余公积金140940155930973122314631700000014可供投资者分配的利润254555801403141907700018988510992213330615597115319815042414765115 应付优先股股利016 提取任意盈余公积金00000000000017 应付普通股股利254555801403141907238、700018988510992213330615597115319815042414765118 投资各方利润分配556916000842884948559958335021350213502135021 其中:甲方556916000842884948559958335021350213502135021 乙方00000 0 000000 丙方00000000000019未分配利润01403141907615738139110136312372312095011817611540311263020息税前利润89632602149342986429864298642986429864306943239、069430694306921息税折旧摊销前利润022921458424584245842458424584245842458424584245842附表16-6利润及利润分配估算表单位：万元序号项目年序1213141516171819202122合计100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1营业收入56924569245692456924569245692456924569245692456924569242营业税金及附加6956956956956956956956956956956953总成本费用13232132321323213232132240、321323210458104581045810458104584营业利润42997429974299742997429974299745771457714577145771457715补贴收入000000000006利润总额42997429974299742997429974299745771457714577145771457717弥补以前年度亏损000000000008应纳税所得额42997429974299742997429974299745771457714577145771457719所得税1074910749107491074910749107491144311443114431241、14431144310净利润322483224832248322483224832248343283432834328343283432811期初未分配利润11263010985710708410431010153798764959919599195991959919599112可供分配的利润14487814210513933213655813378513101213031913031913031913031913031913提取法定盈余公积金0000000000014可供投资者分配的利润14487814210513933213655813378513101213031913031913031242、913031913031915 应付优先股股利16 提取任意盈余公积金0000000000017 应付普通股股利14487814210513933213655813378513101213031913031913031913031913031918 投资各方利润分配3502135021350213502135021350213432834328343283432834328 其中:甲方3502135021350213502135021350213432834328343283432834328 乙方00000000000 丙方0000000000019未分配利润1098571070841043243、101015379876495991959919599195991959919599120息税前利润430694306943069430694306943069458424584245842458424584221息税折旧摊销前利润4584245842458424584245842458424584245842458424584245842附表16-7项目投资现金流量表单位：万元序号项目年序1234567891011合计0%50%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1现金流入133635203251065019650196501965019650196501244、96501965019650191.1 营业收入11669480284625692456924569245692456924569245692456924569241.2 销项税额165951040488095809580958095809580958095809580951.3 补贴收入0000000000001.4 回收资产余值17430000000001.5 回收流动资金17110000000002现金流出43886533338212551990919177191771917719177191771917719177191772.1 建设投资47625333381428800000000245、02.2 流动资金17110855855000000002.3 经营成本212925051931038710387103871038710387103871038710387103872.4 进项税额2342005711142114211421142114211421142114211422.5 增值税138932006830695369536953695369536953695369532.6 营业税金及附加1425303486956956956956956956956956952.7 维持运营投资03所得税前净现金流量(1-2)897487-333381125545110458424584246、24584245842458424584245842458424所得税前累计净现金流量-333381125523027688691147121605542063972522392980823439243897675调整所得税224372053831076510765107651076510765107861078610786107866所得税后净现金流量(3-5)673115-3333858723434535077350773507735077350563505635056350567所得税后累计净现金流量-33338-2746568804195777034112111147188182245247、217301252358287414计算指标:所得税前财务内部收益率88.31%所得税前财务净现值(Ic=8%)364713所得税前投资回收期2.74所得税后财务内部收益率68.94%所得税后财务净现值(Ic=8%)268650所得税后投资回收期2.97附表16-7项目投资现金流量表单位：万元序号项目年序1213141516171819202122合计100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1现金流入65019650196501965019650196501965019650196501965019684731.1 营业收入56924569245248、692456924569245692456924569245692456924569241.2 销项税额809580958095809580958095809580958095809580951.3 补贴收入000000000001.4 回收资产余值000000000017431.5 回收流动资金000000000017112现金流出19177191771917719177191771917719177191771917719177191772.1 建设投资000000000002.2 流动资金000000000002.3 经营成本1038710387103871038710387103871249、0387103871038710387103872.4 进项税额114211421142114211421142114211421142114211422.5 增值税695369536953695369536953695369536953695369532.6 营业税金及附加6956956956956956956956956956956952.7 维持运营投资3所得税前净现金流量(1-2)45842458424584245842458424584245842458424584245842492964所得税前累计净现金流量4356094814515272945731366189796648217250、106647565068023498481918974875调整所得税10786107861078610786107861078611461114611146111461114616所得税后净现金流量(3-5)35056350563505635056350563505634382343823438234382378357所得税后累计净现金流量322471357527392583427640462696497753532134566516600898635280673115附表16-8项目资本金现金流量表单位：万元序号项目年序1234567891011合计0%50%100%100%100%100251、%100%100%100%100%100%1现金流入13364010325106501965019650196501965019650196501965019650191.1 营业收入11669480284625692456924569245692456924569245692456924569241.2 销项税额165951040488095809580958095809580958095809580951.3 补贴收入0000000000001.4 回收资产余值17910000000001.5 回收流动资金17110000000002现金流出669400169121952036258358252、82356393539735155299982999829998299982.1 项目资本金24673169127505257000000002.2 长期借款本金偿还24674004935493549354935493500002.3 流动资金借款偿还11970000000002.4 借款利息支付69920707168813651042718395727272722.5 经营成本212925051931038710387103871038710387103871038710387103872.6 进项税额234200571114211421142114211421142114211421142253、2.7 增值税138932006830695369536953695369536953695369532.8 营业税金及附加1425303486956956956956956956956956952.9 所得税222334051971032410405104861056710648107491074910749107492.10 维持运营投资0000000000002.11 其他现金流出03净现金流量667001-1691212990287622913729380296232986535021350213502135021计算指标:资本金内部收益率(IRR)120.1%资本金净现值(Ic=10254、%)223616附表16-8项目资本金现金流量表单位：万元序号项目年序1213141516171819202122合计100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%100%1现金流入65019650196501965019650196501965019650196501965019685211.1 营业收入56924569245692456924569245692456924569245692456924569241.2 销项税额809580958095809580958095809580958095809580951.3 补贴收入000000000001.4255、 回收资产余值000000000017911.5 回收流动资金000000000017112现金流出29998299982999829998299982999830692306923069230692318892.1 项目资本金000000000002.2 长期借款本金偿还000000000002.3 流动资金借款偿还000000000011972.4 借款利息支付72727272727272727272722.5 经营成本10387103871038710387103871038710387103871038710387103872.6 进项税额114211421142114211421142114211421142114211422.7 增值税695369536953695369536953695369536953695369532.8 营业税金及附加695695695695695695695695695